OMV AG — Interim / Quarterly Report 2019

Feb 6, 2020

Die Energie für ein besseres Leben.

Inhaltsverzeichnis

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)
Konzern-Performance	4
Ausblick	9
Geschäftsbereiche	10
Upstream	10
Downstream	13
Vorläufiger Konzernabschluss (verkürzt, ungeprüft)
Erklärung des Vorstands
Weitere Angaben	33

Haftungshinweis für die Zukunft betreffende Aussagen

Dieser Bericht beinhaltet die Zukunft betreffende Aussagen. Diese Aussagen sind üblicherweise durch Bezeichnungen wie "Ausblick", "glauben", "erwarten", "rechnen", "beabsichtigen", "planen", "Ziel", "Einschätzung", "können/könnten", "werden" und ähnliche Begriffe gekennzeichnet oder können sich aus dem Zusammenhang ergeben. Aussagen dieser Art beruhen auf aktuellen Erwartungen, Einschätzungen und Annahmen der OMV sowie der OMV aktuell zur Verfügung stehenden Informationen. Die Zukunft betreffende Aussagen unterliegen ihrer Natur nach bekannten und unbekannten Risiken und Unsicherheiten, weil sie sich auf Ereignisse beziehen und von Umständen abhängen, die in der Zukunft eintreten werden oder eintreten können und die außerhalb der Kontrolle der OMV liegen. Folglich können die tatsächlichen Ergebnisse erheblich von jenen Ergebnissen, welche durch die Zukunft betreffende Aussagen beschrieben oder unterstellt werden, abweichen. Empfänger dieses Berichts sollten die Zukunft betreffende Aussagen daher mit der gebotenen Vorsicht zur Kenntnis nehmen.

Weder die OMV noch irgendeine andere Person übernimmt für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen die Zukunft betreffenden Aussagen Verantwortung. Die OMV lehnt jede Verpflichtung ab und beabsichtigt nicht, diese Aussagen im Hinblick auf tatsächliche Ergebnisse, geänderte Annahmen und Erwartungen sowie zukünftige Entwicklungen und Ereignisse zu aktualisieren. Dieser Bericht stellt keine Empfehlung oder Einladung zum Kauf oder Verkauf von Wertpapieren der OMV dar.

OMV Konzernbericht Jänner–Dezember und Q4 2019 mit vorläufigem, verkürztem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2019

Leistungskennzahlen ¹

Konzern

• ► CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten um 26% auf EUR 781 Mio gesunken
• ► Den Aktionären zuzurechnender CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten von EUR 310 Mio, CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten von EUR 0,95
• ► Hoher Cashflow aus der Betriebstätigkeit in Höhe von EUR 981 Mio
• ► Organischer freier Cashflow vor Dividenden von EUR 378 Mio
• ► CCS ROACE vor Sondereffekten bei 11%
• ► Kosteneinsparungen von mehr als EUR 130 Mio gegenüber 2017 erzielt
• ► Dividende je Aktie von EUR 2,00 ² vorgeschlagen; Anstieg um 14% im Vergleich zum Vorjahr

Upstream

• ► Produktion auf 505 kboe/d stark gestiegen, eine Erhöhung um 58 kboe/d, zum ersten Mal Produktion über 500 kboe/d in einem Quartal
• ► Produktionskosten unverändert bei USD 6,4/boe

Downstream

• ► OMV Referenz-Raffineriemarge lag bei USD 5,0/bbl
• ► Erdgas-Verkaufsmengen um 37% auf 44,7 TWh gestiegen

Wichtige Ereignisse

► Am 18. November 2019 vereinbarte die OMV den Verkauf ihres 69%-Anteils am Feld Maari im neuseeländischen Offshore-Becken Taranaki an Jadestone Energy Inc., ein unabhängiges Öl- und Gasunternehmen mit Fokus auf die Region Asien-Pazifik. Der vereinbarte Verkaufspreis beträgt USD 50 Mio und unterliegt den üblichen Anpassungen beim Closing. Stichtag der Transaktion ist der 1. Jänner 2019. Der Abschluss der Transaktion ist auch vorbehaltlich der Zustimmung des Joint Ventures und der neuseeländischen Regierung. Die durchschnittliche Produktion des veräußerten Assets lag 2018 bei rund 5 kboe/d (netto OMV).

Hinweis: Zahlen in den folgenden Tabellen lassen sich möglicherweise aufgrund von Rundungsdifferenzen nicht aufaddieren. Die Differenzen zwischen den Prozentsätzen werden im gesamten Dokument in Prozentpunkten angezeigt.

¹ Die genannten Werte beziehen sich auf Q4/19; als Vergleichsgrößen dienen, sofern nicht abweichend gekennzeichnet, die Quartalswerte des Vorjahrs.

² Vorschlag des Vorstands, vorbehaltlich der Bestätigung seitens des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2020

Lagebericht (verkürzt, ungeprüft)

Konzern-Performance

Ergebnisse auf einen Blick

	In EUR Mio (wenn nicht anders angegeben)
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
6.074	5.949	6.640	– 9	Umsatz 2	23.461	22.930	2
781	949	1.053	– 26	CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten 3	3.536	3.646	– 3
459	449	578	– 21	Operatives Ergebnis vor Sondereffekten Upstream 3	1.951	2.027	– 4
385	490	445	– 13	CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten Downstream 3	1.677	1.643	2
– 31	– 11	– 7	n.m.	Operatives Ergebnis vor Sondereffekten Konzernbereich und Sonstiges 3	– 67	– 21	n.m.
– 33	21	37	n.m.	Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	– 25	– 3	n.m.
43	36	36	7	Steuerquote des Konzerns vor Sondereffekten in %	38	39	– 1
420	593	643	– 35	CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten 3	2.121	2.108	1
310	457	490	– 37	Den Aktionären zuzurechnender CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten 3, 4	1.624	1.594	2
0,95	1,40	1,50	– 37	CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten in EUR 3	4,97	4,88	2
781	949	1.053	– 26	CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten 3	3.536	3.646	– 3
7	– 108	273	– 97	Sondereffekte 5	– 64	– 149	57
37	64	– 67	n.m.	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)	110	27	n.m.
824	905	1.259	– 35	Operatives Ergebnis Gruppe	3.582	3.524	2
448	382	812	– 45	Operatives Ergebnis Upstream	1.879	2.122	– 11
449	518	400	12	Operatives Ergebnis Downstream	1.847	1.420	30
– 36	– 16	– 22	– 66	Operatives Ergebnis Konzernbereich und Sonstiges	– 91	– 47	– 93
– 36	22	68	n.m.	Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	– 54	28	n.m.
– 47	– 29	– 50	5	Finanzerfolg	– 129	– 226	43
777	875	1.209	– 36	Ergebnis vor Steuern	3.453	3.298	5
41	39	34	7	Steuerquote des Konzerns in %	38	40	– 2
458	535	793	– 42	Periodenüberschuss	2.147	1.993	8
355	425	608	– 42	Den Aktionären zuzurechnender Periodenüberschuss 4	1.678	1.438	17
1,09	1,30	1,86	– 42	Ergebnis je Aktie in EUR	5,14	4,40	17
981	1.074	1.117	– 12	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	4.056	4.396	– 8
342	– 1.520	368	– 7	Freier Cashflow vor Dividenden	– 583	1.043	n.m.
256	– 1.520	281	– 9	Freier Cashflow nach Dividenden	– 1.441	263	n.m.
378	594	576	– 34	Organischer freier Cashflow vor Dividenden 6	2.119	2.495	– 15
				Dividende je Aktie in EUR 7	2,00	1,75	14
4.686	4903	2.014	133	Nettoverschuldung	4.686	2.014	133
28	29	13	15	Verschuldungsgrad in %	28	13	15
773	2.769	1.120	– 31	Investitionen 8	4.916	3.676	34
746	609	589	27	Organische Investitionen 9	2.251	1.893	19
11	13	13	– 2	CCS ROACE vor Sondereffekten in % 3	11	13	– 2
11	13	12	– 1	ROACE in %	11	12	– 1
19.845	20.083	19.984	– 1	Mitarbeiteranzahl	19.845	19.984	– 1

¹ Q4/19 gegenüber Q4/18

² Umsätze exklusive Mineralölsteuer

³ Bereinigt um Sondereffekte; das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) der Treibstoff- und Mineralölprodukte aus den Raffinerien.

⁴ Nach Abzug des den Hybridkapitalbesitzern sowie den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnenden Periodenüberschusses

⁵ Um die Analyse der üblichen Geschäftsentwicklung zu erleichtern, wird der Ausweis von Sondereffekten als angemessen betrachtet. Zur Darstellung vergleichbarer Ergebnisse müssen bestimmte Positionen hinzugefügt oder abgezogen werden. Sondereffekte von at-equity bewerteten Beteiligungen und temporären Effekten aus dem Rohstoff-Hedging für wesentliche Hedging-Transaktionen werden berücksichtigt.

⁶ Der organische freie Cashflow vor Dividenden berechnet sich aus dem Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich des Cashflows aus der Investitionstätigkeit und exklusive Veräußerungen und wesentlicher anorganischer Cashflow-Komponenten (zum Beispiel Akquisitionen).

⁷ 2019: Vorschlag des Vorstands, vorbehaltlich der Bestätigung seitens des Aufsichtsrats sowie der Hauptversammlung 2020

8 Investitionen beinhalten Akquisitionen.

⁹ Organische Investitionen berechnen sich aus Investitionen einschließlich aktivierter Explorations- und Evaluierungsausgaben und exklusive Akquisitionen und bedingter Gegenleistungen.

Viertes Quartal 2019 (Q4/19) im Vergleich zum vierten Quartal 2018 (Q4/18)

Der Konzernumsatz sank um 9% auf EUR 6.074 Mio. Dies ist im Wesentlichen auf niedrigere Preise im Bereich Downstream sowie niedrigere Öl- und Gaspreise im Bereich Upstream zurückzuführen. Höhere Verkaufsmengen konnten diese Effekte nur teilweise kompensieren. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank um 26% von EUR 1.053 Mio auf EUR 781 Mio. Das Upstream-Ergebnis betrug EUR 459 Mio (Q4/18: EUR 578 Mio). Ein ungünstigeres Marktumfeld sowie höhere Abschreibungen hatten einen negativen Effekt auf das Ergebnis. Die verbesserte operative Leistung konnte dies nur zum Teil kompensieren. Netto-Markteffekte in Höhe von EUR –91 Mio beeinflussten das Ergebnis negativ. Ursächlich waren niedrigere durchschnittlich realisierte Öl- und Gaspreise. Diese wurden durch einen niedrigeren Hedging-Verlust und günstige Fremdwährungseffekte teilweise kompensiert. Infolge der Akquisitionen in Neuseeland (Q4/18), den Vereinigten Arabischen Emiraten (Q2/18) und Malaysia (Q1/19) sowie aufgrund höherer Produktion in Norwegen und Libyen kam es zu höheren Abschreibungen in Höhe von EUR –75 Mio. Die operative Leistung steigerte das Ergebnis um EUR 47 Mio und ist im Wesentlichen auf die Akquisitionen in Neuseeland, Malaysia und in den Vereinigten Arabischen Emiraten sowie auf höhere Verkaufsmengen aus Libyen zurückzuführen. Dies wurde durch geringere Ölverkäufe in Norwegen sowie weniger Förderung in Rumänien teilweise kompensiert. Das Downstream CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank um 13% auf EUR 385 Mio (Q4/18: EUR 445 Mio). Der Rückgang des Downstream Öl-Ergebnisses wurde teilweise durch ein höheres Downstream Gas-Ergebnis ausgeglichen. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Öl fiel um 20% von EUR 381 Mio in Q4/18 auf EUR 303 Mio. Ursächlich dafür war ein schwächerer Ergebnisbeitrag des Petrochemie-Geschäfts infolge von gesunkenen Margen. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Gas wuchs stark von EUR 64 Mio in Q4/18 auf EUR 82 Mio, hauptsächlich bedingt durch einen höheren Beitrag aus dem Speicher-Geschäft. Die Konsolidierungszeile betrug EUR –33 Mio in Q4/19 (Q4/18: EUR 37 Mio). Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten der OMV Petrom belief sich auf EUR 234 Mio (Q4/18: EUR 306 Mio).

Die Konzernsteuerquote vor Sondereffekten betrug 43%, verglichen mit 36% in Q4/18, bedingt durch einen anteilsmäßig höheren Ergebnisbeitrag aus Hochsteuerländern im Bereich Upstream, insbesondere aus Libyen. Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten fiel auf EUR 420 Mio (Q4/18: EUR 643 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten war EUR 310 Mio (Q4/18: EUR 490 Mio). Das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten betrug EUR 0,95 (Q4/18: EUR 1,50).

In Q4/19 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR 7 Mio verzeichnet (Q4/18: EUR 273 Mio). In Q4/18 ergaben sich Netto-Sondereffekte hauptsächlich aus temporären Hedging-Effekten und der Bewertung nicht realisierter Rohstoffderivate. In Q4/19 betrugen die CCS Effekte EUR 37 Mio. Das Operative Konzernergebnis sank um 35% auf EUR 824 Mio (Q4/18: EUR 1.259 Mio). Der Beitrag der OMV Petrom zum Operativen Konzernergebnis verringerte sich um 43% auf EUR 217 Mio (Q4/18: EUR 380 Mio).

Der Finanzerfolg betrug EUR –47 Mio (Q4/18: EUR –50 Mio). Bei einer Konzernsteuerquote von 41% (Q4/18: 34%) hat sich der Periodenüberschuss auf EUR 458 Mio (Q4/18: EUR 793 Mio) verschlechtert. Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss verringerte sich auf EUR 355 Mio (Q4/18: EUR 608 Mio). Das Ergebnis je Aktie betrug EUR 1,09 (Q4/18: EUR 1,86).

Per 31. Dezember 2019 betrug die Nettoverschuldung EUR 4.686 Mio, verglichen mit EUR 2.014 Mio per 31. Dezember 2018. Der Verschuldungsgrad erhöhte sich auf 28% (31. Dezember 2018: 13%). Ursächlich waren im Wesentlichen der Erwerb eines 15%-Anteils am ADNOC-Raffineriegeschäft in 2019 sowie die Implementierung von IFRS 16 per 1. Jänner 2019. Weitere Informationen können dem vorläufigen Konzernabschluss entnommen werden.

Die gesamten Investitionen beliefen sich auf EUR 773 Mio (Q4/18: EUR 1.120 Mio). Die Investitionen beinhalteten in Q4/18 den Erwerb des Upstream-Geschäfts von Shell in Neuseeland für USD 579 Mio. In Q4/19 stiegen die organischen Investitionen um 27% auf EUR 746 Mio (Q4/18: EUR 589 Mio). Im Bereich Upstream wurden organische Investitionen vorwiegend in Rumänien, Norwegen, Österreich und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Im Bereich Downstream fanden die organischen Investitionen im Wesentlichen in den europäischen Raffinerien und in Retail statt.

Jänner bis Dezember 2019 im Vergleich zu Jänner bis Dezember 2018

Der Konzernumsatz stieg um 2% auf EUR 23.461 Mio infolge höherer Verkaufsmengen im Bereich Upstream als Folge der Akquisitionen in Neuseeland, Malaysia und den Vereinigten Arabischen Emiraten. Eine unvorteilhafte Entwicklung des Marktumfelds hat diesen Effekt teilweise kompensiert. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten verringerte sich leicht von EUR 3.646 Mio in 2018 auf EUR 3.536 Mio. Das Upstream-Ergebnis betrug EUR 1.951 Mio (2018: EUR 2.027 Mio). Infolge der Akquisitionen in Neuseeland (Q4/18), den Vereinigten Arabischen Emiraten (Q2/18) und Malaysia (Q1/19) sowie einer gestiegenen Produktion in Norwegen kam es zu höheren Abschreibungen in Höhe von EUR –382 Mio. Netto-Markteffekte in Höhe von EUR –80 Mio beeinflussten das Ergebnis negativ. Geringere durchschnittlich realisierte Öl- und Gaspreise wurden nur teilweise durch einen schwächeren Hedging-Verlust und durch positive Fremdwährungseffekte kompensiert. Die verbesserte operative Performance wirkte sich mit einem Plus von EUR 386 Mio aus und ist im Wesentlichen auf die OMV Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia sowie eine gestiegene Produktion in Norwegen zurückzuführen. Diese Effekte wurden durch geringere Beiträge aus Rumänien, infolge eines natürlichen Förderrückgangs, und durch die Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 teilweise kompensiert. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream stieg leicht von EUR 1.643 Mio auf EUR 1.677 Mio in 2019, hauptsächlich aufgrund eines höheren Ergebnisses in Downstream Öl, teilweise kompensiert durch ein niedrigeres Downstream Gas-Ergebnis. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Öl erhöhte sich in 2019 um EUR 56 Mio auf EUR 1.495 Mio. Der Anstieg ist auf einen starken Ergebnisbeitrag des

Commercial- und Retail-Geschäfts zurückzuführen und wurde teilweise durch niedrigere Raffinerie- und Petrochemie-Margen kompensiert. Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten von Downstream Gas sank von EUR 204 Mio auf EUR 182 Mio in 2019, vornehmlich aufgrund eines schwächeren Stromgeschäfts. Die Konsolidierungszeile betrug EUR –25 Mio in 2019 (2018: EUR –3 Mio). Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten der OMV Petrom lag bei EUR 973 Mio (2018: EUR 1.034 Mio).

Die Konzernsteuerquote vor Sondereffekten betrug 38% (2018: 39%). Der CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten war mit EUR 2.121 Mio auf Vorjahresniveau (2018: EUR 2.108 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende CCS Periodenüberschuss vor Sondereffekten lag bei EUR 1.624 Mio (2018: EUR 1.594 Mio). Das CCS Ergebnis je Aktie vor Sondereffekten war EUR 4,97 (2018: EUR 4,88).

In 2019 wurden Netto-Sondereffekte in Höhe von EUR – 64 Mio (2018: EUR – 149 Mio) verzeichnet. In 2019 betrugen die CCS Effekte EUR 110 Mio. Das Operative Konzernergebnis stieg leicht auf EUR 3.582 Mio (2018: EUR 3.524 Mio). Der Beitrag der OMV Petrom zum Operativen Konzernergebnis sank auf EUR 895 Mio (2018: EUR 1.131 Mio).

Der Finanzerfolg betrug EUR –129 Mio (2018: EUR –226 Mio). Die Verbesserung war hauptsächlich auf ein verbessertes Fremdwährungsergebnis sowie auf höhere Zinserträge zurückzuführen. Bei einer Konzernsteuerquote von 38% (2018: 40%) betrug der Periodenüberschuss EUR 2.147 Mio (2018: EUR 1.993 Mio). Der den Aktionären zuzurechnende Periodenüberschuss war EUR 1.678 Mio im Vergleich zu EUR 1.438 Mio in 2018. Das Ergebnis je Aktie hat sich auf EUR 5,14 (2018: EUR 4,40) erhöht.

Per 31. Dezember 2019 betrug die Nettoverschuldung EUR 4.686 Mio, verglichen mit EUR 2.014 Mio per 31. Dezember 2018. Der Verschuldungsgrad war 28% (31. Dezember 2018: 13%). Ursächlich waren im Wesentlichen der Erwerb eines 15%-Anteils am ADNOC Raffineriegeschäft in 2019 sowie die Implementierung von IFRS 16 per 1. Jänner 2019. Weitere Informationen können dem vorläufigen Konzernabschluss in der Anhangangabe "Finanzielle Verbindlichkeiten" entnommen werden.

Die gesamten Investitionen beliefen sich auf EUR 4.916 Mio (2018: EUR 3.676 Mio) und beinhalteten vor allem den Erwerb des 50%-Anteils am neugegründeten Unternehmen SapuraOMV in Höhe von USD 540 Mio in Q1/19 sowie die Akquisition eines 15%- Anteils an ADNOC Refining und an dem Trading Joint Venture in Höhe von USD 2,43 Mrd in Q3/19. Die gesamten Investitionen waren in 2018 im Wesentlichen auf den Erwerb eines 20%-Anteils an zwei Offshore-Ölfeldern in den Vereinigten Arabischen Emiraten von ADNOC in Q2/18 in Höhe von USD 1,5 Mrd sowie den Erwerb des Upstream-Geschäfts von Shell in Neuseeland in Q4/18 für USD 579 Mio zurückzuführen. Organische Investitionen stiegen um 19% auf EUR 2.251 Mio (2018: EUR 1.893 Mio). Im Bereich Upstream wurden höhere organische Investitionen hauptsächlich in Rumänien, Norwegen und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Im Bereich Downstream waren die organischen Investitionen im Wesentlichen den europäischen Raffinerien und dem Retail-Bereich zuzuordnen.

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
781	949	1.053	– 26	CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten 2	3.536	3.646	– 3
7	– 108	273	– 97	Sondereffekte	– 64	– 149	57
– 4	– 15	– 17	76	davon Personallösungen	– 34	– 40	15
– 25	– 13	101	n.m.	davon Wertminderungen und Zuschreibungen	– 39	51	n.m.
– 8	1	– 2	n.m.	davon Anlagenverkäufe	5	3	52
44	– 81	191	– 77	davon Sonstiges	4	– 164	n.m.
37	64	– 67	n.m.	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–)	110	27	n.m.
824	905	1.259	– 35	Operatives Ergebnis Gruppe	3.582	3.524	2

Sondereffekte und CCS Effekte

¹ Q4/19 gegenüber Q4/18

² Bereinigt um Sondereffekte; das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) der Treibstoff- und Mineralölprodukte aus den Raffinerien.

Um die Analyse der üblichen Geschäftsentwicklung zu erleichtern, wird die Offenlegung von Sondereffekten als angemessen erachtet. Um vergleichbare Werte wiedergeben zu können, werden bestimmte Ergebnis beeinflussende Effekte hinzugefügt oder abgezogen. Diese Effekte können in vier Unterkategorien unterteilt werden: Personallösungen, Wertminderungen und Zuschreibungen, Anlagenverkäufe und Sonstiges.

Des Weiteren wird der Current Cost of Supply (CCS) Effekt aus dem Jahresergebnis eliminiert, um ein effektives Performance-Management in einem Umfeld mit volatilen Preisen sowie Vergleichbarkeit mit Mitbewerbern ermöglichen zu können. Der CCS Effekt, auch als Lagerhaltungsgewinne und -verluste bezeichnet, ist die Differenz zwischen den Umsatzkosten zu aktuellen Beschaffungskosten und den Umsatzkosten auf Basis der gleitenden Durchschnittsmethode nach Anpassung jeglicher Wertberichtigungen. In volatilen Energiemärkten kann die Ermittlung der Kosten von verkauften Mineralölerzeugnissen, basierend auf historischen Werten (zum Beispiel gleitende Durchschnittskosten), zu verzerrenden Effekten der berichteten Ergebnisse führen. Diese Leistungskennzahl erhöht die Transparenz der Ergebnisse und wird üblicherweise in der Erdölindustrie verwendet. Die OMV veröffentlicht daher diese Kennzahl zusätzlich zum gemäß IFRS ermittelten operativen Ergebnis.

Cashflow Konzern-Cashflow-Rechnung (Kurzfassung)

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ%1		2019	2018	Δ%
963	1.067	1.027	– 6	Mittelzufluss nach unbaren Posten	4.264	4.223	1
981	1.074	1.117	– 12	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	4.056	4.396	– 8
– 639	– 2.594	– 749	15	Cashflow aus der Investitionstätigkeit	– 4.638	– 3.353	– 38
342	– 1.520	368	– 7	Freier Cashflow	– 583	1.043	n.m.
– 549	991	244	n.m.	Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	– 484	– 975	50
– 13	– 4	1	n.m.	Währungsdifferenz auf liquide Mittel	– 22	– 22	4
– 219	– 533	612	n.m.	Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	– 1.088	45	n.m.
3.157	3.691	3.414	– 8	Liquide Mittel Periodenbeginn	4.026	3.981	1
2.938	3.157	4.026	– 27	Liquide Mittel Periodenende	2.938	4.026	– 27
7	—		n.a.	davon liquide Mittel, umgegliedert auf zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	7		n.a.
2.931	3.157	4.026	– 27	In der Konzernbilanz als Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ausgewiesen	2.931	4.026	– 27
256	– 1.520	281	– 9	Freier Cashflow nach Dividenden	– 1.441	263	n.m.
378	594	576	– 34	Organische freie Cashflow vor Dividenden 2	2.119	2.495	– 15

¹ Q4/19 gegenüber Q4/18

² Der organische freie Cashflow vor Dividenden berechnet sich aus dem Cashflow aus der Betriebstätigkeit abzüglich des Cashflows aus der Investitionstätigkeit und exklusive Veräußerungen und wesentlicher anorganischer Cashflow-Komponenten (zum Beispiel Akquisitionen).

Viertes Quartal 2019 (Q4/19) im Vergleich zum vierten Quartal 2018 (Q4/18)

Der Mittelzufluss nach unbaren Posten sank auf EUR 963 Mio in Q4/19 (Q4/18: EUR 1.027 Mio). Net-Working-Capital-Positionen führten zu einem Mittelzufluss von EUR 18 Mio, in Q4/18 führten sie zu einem Mittelzufluss von EUR 89 Mio. Als Ergebnis betrug der Cashflow aus der Betriebstätigkeit in Q4/19 EUR 981 Mio (Q4/18: EUR 1.117 Mio).

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit verzeichnete einen Mittelabfluss von EUR –639 Mio, verglichen mit EUR –749 Mio in Q4/18. Die Veränderung ist im Wesentlichen auf den Erwerb des Shell Upstream Geschäfts in Neuseeland zurückzuführen, was zu einem Mittelabfluss von EUR –303 Mio in Q4/18 führte. Dies wurde teilweise durch Mittelzuflüsse in Q4/18 kompensiert, resultierend aus dem Verkauf des OMV Anteils an der Polarled Pipeline und den Nyhamna Gasverarbeitungsanlagen in der Nordsee Region sowie aus dem Verkauf von Teilen des Upstream Geschäfts der OMV in Tunesien. Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit beinhaltete in Q4/19 einen Mittelabfluss von EUR –25 Mio für die Finanzierungsvereinbarungen für das Pipelineprojekt Nord Stream 2.

Der freie Cashflow belief sich folglich auf EUR 342 Mio (Q4/18: EUR 368 Mio).

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit ergab einen Mittelabfluss von EUR –549 Mio, verglichen mit einem Mittelzufluss von EUR 244 Mio in Q4/18, im Wesentlichen bedingt durch die Rückzahlung einer Anleihe von EUR 500 Mio in Q4/19.

Der freie Cashflow nach Dividenden sank in Q4/19 auf EUR 256 Mio (Q4/18: EUR 281 Mio).

Der organische freie Cashflow vor Dividenden verringerte sich auf EUR 378 Mio (Q4/18: EUR 576 Mio).

Jänner bis Dezember 2019 im Vergleich zu Jänner bis Dezember 2018

Der Mittelzufluss nach unbaren Posten in 2019 stieg leicht auf EUR 4.264 Mio (2018: EUR 4.223 Mio). Net-Working-Capital-Positionen führten zu einem Mittelabfluss von EUR –208 Mio (2018: Mittelzufluss von EUR 173 Mio). Der Cashflow aus der Betriebstätigkeit in Höhe von EUR 4.056 Mio lag um EUR –340 Mio unter dem Niveau von 2018.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit zeigte in 2019 einen Mittelabfluss von EUR –4.638 Mio gegenüber EUR –3.353 Mio in 2018 und beinhaltete einen Mittelabfluss von EUR –460 Mio aus dem Erwerb eines 50%-Anteils am neugegründeten Unternehmen SapuraOMV sowie einen Mittelabfluss von EUR –2.095 Mio aus dem Erwerb eines 15%-Anteils am ADNOC Raffineriegeschäft (inklusive Transaktionskosten und dem Effekt aus der Absicherung von Fremdwährungsrisiken). 2018 enthielt einen Mittelabfluss von USD –1,5 Mrd aus dem Erwerb eines 20%-Anteils an einer Offshore-Konzession in den Vereinigten Arabischen Emiraten sowie dem Erwerb des Shell Upstream Geschäfts in Neuseeland, was zu einem Mittelabfluss von EUR –350 Mio führte. Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit beinhaltete in 2019 einen Mittelabfluss von EUR –113 Mio für die Finanzierungsvereinbarungen für das Pipelineprojekt Nord Stream 2.

Der freie Cashflow sank auf EUR –583 Mio (2018: EUR 1.043 Mio).

OMV Konzernbericht Jänner–Dezember und Q4 2019

1. Februar 2020

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit ergab einen Mittelabfluss von EUR –484 Mio gegenüber EUR –975 Mio in 2018. Die Ausgabe neuer Anleihen in Höhe von EUR 1,3 Mrd in 2019 wurde nur teilweise durch die Rückzahlung langfristiger Schulden ausgeglichen, wohingegen in 2018 die Rückzahlung langfristiger Schulden die Ausgabe neuer Anleihen überstiegen hat.

Der freie Cashflow nach Dividenden verringerte sich auf EUR –1.441 Mio (2018: EUR 263 Mio).

Der organische freie Cashflow vor Dividenden sank auf EUR 2.119 Mio (2018: EUR 2.495 Mio).

Risikomanagement

Als internationaler Öl- und Gaskonzern mit Aktivitäten, die von der Förderung und Produktion von Kohlenwasserstoffen bis zu Handel und Vermarktung von Mineralölprodukten und Gas reichen, ist die OMV einer Vielzahl von Risiken ausgesetzt – unter anderem finanziellen und Marktrisiken, operativen sowie strategischen Risiken. Eine detaillierte Beschreibung der Risiken und der Risikomanagement-Aktivitäten kann dem OMV Geschäftsbericht 2018 (Seite 77–79) entnommen werden.

Die wesentlichen Unsicherheiten, welche die Ergebnisse des OMV Konzerns beeinflussen können, bleiben Rohstoffpreise, Währungskursschwankungen und operative sowie politische und regulatorische Risiken. Die Entwicklung des Rohstoffpreisrisikos wird laufend überwacht und bei Bedarf werden entsprechende Cashflow-Sicherungsmaßnahmen getroffen. Das inhärente Risikopotenzial der Sicherheits- und Umweltrisiken wird durch Programme für Gesundheit, Sicherheit und Umwelt (Health, Safety, Security, and Environment = HSSE) und Risikomanagement überwacht, mit der klaren Zielsetzung, die Risiken der OMV im Rahmen der branchenüblichen Standards zu halten.

Weitere Details zu den aktuellen Risiken können dem Kapitel "Ausblick" des Lageberichts entnommen werden.

Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

Bezüglich der Angaben zu den wesentlichen Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen wird auf den Anhang des vorläufigen Konzernabschlusses verwiesen.

Ausblick

Marktumfeld

Die OMV erwartet für das Jahr 2020 einen durchschnittlichen Brent-Rohölpreis von USD 60/bbl (2019: USD 64/bbl). Der durchschnittlich realisierte Gaspreis wird in 2020 niedriger als im Vorjahr erwartet (2019: EUR 11,9/MWh).

Konzern

► Organische Investitionen (inklusive aktivierter E&A-Ausgaben und exklusive Akquisitionen) werden sich im Jahr 2020 voraussichtlich auf rund EUR 2,4 Mrd belaufen (2019: EUR 2,3 Mrd).

Upstream

• ► Die OMV erwartet für das Jahr 2020 eine Gesamtproduktion von rund 500 kboe/d (2019: 487 kboe/d), abhängig von der Sicherheitslage in Libyen.
• ► Organische Investitionen in Upstream (inklusive aktivierter E&A-Ausgaben und exklusive Akquisitionen) werden sich im Jahr 2020 voraussichtlich auf rund EUR 1,5 Mrd belaufen (2019: EUR 1,6 Mrd).
• ► Im Jahr 2020 werden Explorations- und Evaluierungsausgaben in Höhe von EUR 350 Mio prognostiziert (2019: EUR 360 Mio).

Downstream

Öl

• ► Die Raffineriemarge wird über USD 5/bbl erwartet (2019: USD 4,4/bbl).
• ► Es werden Petrochemie-Margen leicht unter EUR 400/t erwartet (2019: EUR 433/t).
• ► Die Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte wird 2020 auf einem ähnlichen Niveau wie im Vorjahr prognostiziert (2019: 20,9 Mio t). Für die OMV Märkte werden leicht geringere Retail-Margen und Commercial-Margen als im Jahr 2019 erwartet.
• ► Für das Jahr 2020 ist keine Generalüberholung der Raffinerien in Europa geplant. Daher wird erwartet, dass der Auslastungsgrad der Raffinerien in Europa bei rund 95% liegen wird (2019: 97%).

Gas

• ► Die Erdgas-Verkaufsmengen im Jahr 2020 sollten über denen von 2019 liegen (2019: 137 TWh).
• ► Die Erdgas-Verkaufsmargen werden auf mindestens demselben Niveau wie im Vorjahr erwartet.

Geschäftsbereiche

Upstream

In EUR Mio (wenn nicht anders angegeben)
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
896	892	945	– 5	Operatives Ergebnis vor Sondereffekten und	3.722	3.370	10
				Abschreibungen, Firmenwertabschreibung und
				Zuschreibungen zum Anlagevermögen
459	449	578	– 21	Operatives Ergebnis vor Sondereffekten	1.951	2.027	– 4
– 11	– 67	234	n.m.	Sondereffekte	– 71	95	n.m.
448	382	812	– 45	Operatives Ergebnis	1.879	2.122	– 11
489	448	903	– 46	Investitionen 2	2.070	3.075	– 33
120	78	93	29	Explorationsausgaben	360	300	20
73	39	60	22	Explorationsaufwendungen	229	175	31
6,39	6,33	6,27	2	Produktionskosten in USD/boe	6,61	7,01	– 6
				Operative Kennzahlen
505	480	447	13	Gesamtproduktion in kboe/d	487	427	14
152	150	156	– 3	davon OMV Petrom	152	160	– 5
19,7	19,4	18,3	8	Rohöl- und NGL-Produktion in Mio bbl	76,1	66,5	14
156,2	144,2	132,6	18	Erdgasproduktion in bcf	593,1	518,2	14
43,9	42,8	39,4	12	Gesamtverkaufsmenge in Mio boe	169,3	148,7	14
63,08	62,00	68,81	– 8	Durchschnittlicher Brent-Preis in USD/bbl	64,21	71,31	– 10
60,96	58,98	62,28	– 2	Durchschnittlich realisierter Rohölpreis in USD/bbl 3	61,66	62,13	– 1
3,81	3,63	4,80	– 21	Durchschnittlich realisierter Gaspreis in USD/1.000 cf 3	4,08	4,72	– 14
11,26	10,70	13,72	– 18	Durchschnittlich realisierter Gaspreis in EUR/MWh 3, 4	11,91	13,06	– 9
1,107	1,112	1,141	– 3	Durchschnittlicher EUR-USD Wechselkurs	1,120	1,181	– 5

Hinweis: Das Nettoergebnis der at-equity bewerteten Beteiligungen Pearl und Severneftegazprom ("SNGP", Betriebsführer des Erdgasfelds Juschno Russkoje) ist in allen Operativen Ergebnissen enthalten.

¹ Q4/19 gegenüber Q4/18

2 Investitionen beinhalten Akquisitionen, insbesondere den Erwerb der Upstream Assets von Shell in Neuseeland für USD 579 Mio in Q4/18 sowie den Erwerb des 50%-Anteils am

neugegründeten Unternehmen SapuraOMV in Höhe von USD 540 Mio in Q1/19.

³ Die durchschnittlich realisierten Preise beinhalten Hedging-Effekte.

⁴ Der durchschnittlich realisierte Gaspreis wird unter Verwendung eines einheitlichen Brennwerts über das ganze Portfolio in MWh umgerechnet.

Viertes Quartal 2019 (Q4/19) im Vergleich zum vierten Quartal 2018 (Q4/18)

► Produktion auf 505 kboe/d stark gestiegen, eine Erhöhung um 58 kboe/d, zum ersten Mal in einem Quartal über 500 kboe/d

► Produktionskosten unverändert bei USD 6,4/boe

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank von EUR 578 Mio in Q4/18 auf EUR 459 Mio. Ein ungünstigeres Marktumfeld sowie höhere Abschreibungen hatten einen negativen Effekt auf das Ergebnis. Die verbesserte operative Leistung konnte dies nur zum Teil kompensieren. Netto-Markteffekte in Höhe von EUR –91 Mio beeinflussten das Ergebnis negativ. Ursächlich waren niedrigere durchschnittlich realisierte Öl- und Gaspreise. Diese wurden durch einen niedrigeren Hedging-Verlust und günstige Fremdwährungseffekte teilweise kompensiert. Infolge der Akquisitionen in Neuseeland (Q4/18), den Vereinigten Arabischen Emiraten (Q2/18) und Malaysia (Q1/19) sowie aufgrund höherer Produktion in Norwegen und Libyen kam es zu höheren Abschreibungen in Höhe von EUR –75 Mio. Die operative Leistung steigerte das Ergebnis um EUR 47 Mio und ist im Wesentlichen auf die Akquisitionen in Neuseeland, Malaysia und in den Vereinigten Arabischen Emiraten sowie auf höhere Verkaufsmengen aus Libyen zurückzuführen. Dies wurde durch geringere Ölverkäufe in Norwegen sowie weniger Förderung in Rumänien teilweise kompensiert. Die OMV Petrom trug in Q4/19 EUR 147 Mio zum operativen Ergebnis vor Sondereffekten bei. In Q4/18 waren es EUR 170 Mio gewesen.

In Q4/19 wurden Netto-Sondereffekte von EUR –11 Mio erfasst (Q4/18: EUR 234 Mio). Eine positive Wertanpassung nach dem vereinbarten Verkauf des Anteils am Feld Maari in Neuseeland und positive temporäre Hedging-Effekte wurden überkompensiert durch Abschreibungen in Rumänien und Tunesien. In Q4/18 ergaben sich Netto-Sondereffekte hauptsächlich aus temporären Hedging-Effekten in Höhe von EUR 185 Mio. Das Operative Ergebnis sank auf EUR 448 Mio (Q4/18: EUR 812 Mio).

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren blieben unverändert gegenüber dem Vorjahreszeitraum bei USD 6,4/boe. Die Produktionskosten der OMV Petrom verringerten sich um 4% auf USD 10,3/boe.

Die Gesamtproduktion stieg um 58 kboe/d auf 505 kboe/d, hauptsächlich aufgrund der Akquisitionen in Neuseeland, Malaysia und den Vereinigten Arabischen Emiraten und der höheren Förderraten in Norwegen. Die Produktion der OMV Petrom fiel vornehmlich als Folge des natürlichen Förderrückgangs um 5 kboe/d auf 152 kboe/d. Die Gesamtverkaufsmenge stieg auf 43,9 Mio boe

(Q4/18: 39,4 Mio boe) infolge der erwähnten Akquisitionen und ist vornehmlich höheren Gasmengen zuzuschreiben. Diese Effekte wurden durch geringere Verkaufsvolumina in Tunesien und Norwegen teilweise kompensiert.

In Q4/19 zeigten die Ölpreise durch das Quartal hindurch eine positive Tendenz. Ausgehend von knapp unter USD 60/bbl im Oktober, stieg der Ölpreis bis Ende 2019 auf ein Siebenmonatshoch. Die schnelle Wiederaufnahme der Produktion in Saudi-Arabien, eine sich abzeichnende Verschlechterung der globalen Nachfrage sowie eine voraussichtlich höhere Produktion von Nicht-OPEC-Ländern in 2020 wirkten sich am Anfang des Quartals negativ auf den Brent-Preis aus. In der zweiten Novemberhälfte stieg der Ölpreis, bedingt durch ein sich abzeichnendes Handelsabkommen zwischen den USA und China sowie Spekulationen über eine mögliche Ausweitung der Produktionskürzungen der OPEC+. Nach der offiziellen OPEC+-Ankündigung, die Produktion weiter zu kürzen, stieg der Brent-Preis bis Jahresende auf rund USD 67/bbl. Allerdings fiel der durchschnittliche Brent-Preis im Quartalsvergleich um 8% auf USD 63/bbl. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns verringerte sich um 2%. Aufgrund eines relativ warmen Winters in Europa blieben die durchschnittlichen Erdgas-Lagerbestände auf einem fast 100%igen Speicherniveau während Q4/19. Dies erhöhte die Sensibilität des Marktes gegenüber der Angebotsseite. Durch das milde Wetter in Asien und eine globale LNG-Überkapazität erhöhten sich die LNG-Importe nach Europa. Die Gaspreise stiegen kurzzeitig aufgrund kalten Wetters im November, allerdings sanken die Gaspreise nach der Unterzeichnung eines Gastransitvertrags zwischen Russland und der Ukraine Ende Dezember. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in USD/1.000 cf sank um 21%. Die realisierten Gaspreise wurden durch einen Hedging-Effekt von EUR –17 Mio in Q4/19 beeinflusst.

Die Investitionen einschließlich aktivierter Explorationsausgaben betrugen in Q4/19 EUR 489 Mio (Q4/18: EUR 903 Mio). Q4/18 beinhaltete vor allem den Erwerb des Upstream-Geschäfts von Shell in Neuseeland für USD 579 Mio. Organische Investitionen in Q4/19 wurden vorwiegend in Rumänien, Norwegen, Österreich und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Die Explorationsausgaben, vor allem für Aktivitäten in Norwegen, Neuseeland und Rumänien, stiegen um 29% auf EUR 120 Mio in Q4/19.

Jänner bis Dezember 2019 im Vergleich zu Jänner bis Dezember 2018

Das Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank von EUR 2.027 Mio auf EUR 1.951 Mio in 2019. Infolge der Akquisitionen in Neuseeland (Q4/18), den Vereinigten Arabischen Emiraten (Q2/18) und Malaysia (Q1/19) sowie einer gestiegenen Produktion in Norwegen kam es zu höheren Abschreibungen in Höhe von EUR –382 Mio. Netto-Markteffekte in Höhe von EUR –80 Mio beeinflussten das Ergebnis negativ. Geringere durchschnittlich realisierte Öl- und Gaspreise wurden nur teilweise durch einen schwächeren Hedging-Verlust und durch positive Fremdwährungseffekte kompensiert. Die verbesserte operative Performance wirkte sich mit einem Plus von EUR 386 Mio aus und ist im Wesentlichen auf die OMV Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia sowie eine gestiegene Produktion in Norwegen zurückzuführen. Diese Effekte wurden durch geringere Beiträge aus Rumänien, infolge eines natürlichen Förderrückgangs, und durch die Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 teilweise kompensiert. Die OMV Petrom trug in 2019 EUR 599 Mio (2018: EUR 693 Mio) zum Operativen Ergebnis vor Sondereffekten bei.

Die in 2019 erfassten Sondereffekte beliefen sich auf EUR –71 Mio (2018: EUR 95 Mio). Das Operative Ergebnis ging zurück auf EUR 1.879 Mio (2018: EUR 2.122 Mio).

Die Produktionskosten abzüglich Lizenzgebühren fielen um 6% auf USD 6,6/boe. Die höhere Produktion sowie die positive Wechselkursentwicklung trugen dazu bei. Die Produktionskosten der OMV Petrom sanken um 3% auf USD 10,9/boe.

Die Gesamtproduktion erhöhte sich um 60 kboe/d auf 487 kboe/d, vor allem infolge der Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia sowie der gestiegenen Produktion in Norwegen. Diese wurde durch geringere Produktionsbeiträge aus Rumänien und der Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 teilweise kompensiert. Zusätzlich war die Produktion aus dem libyschen El Sharara Feld Anfang 2019 eingestellt und begann erst wieder im März. Die durchschnittliche Produktion in Libyen betrug 16 kboe/d in Q1/19 verglichen mit durchschnittlich rund 35 kboe/d in den verbleibenden Quartalen. Die durchschnittliche Tagesproduktion der OMV Petrom fiel hauptsächlich aufgrund des natürlichen Förderrückgangs um 8 kboe/d auf 152 kboe/d. Die Gesamtverkaufsmenge stieg um 14% auf 169,3 Mio boe (2018: 148,7 Mio boe), vornehmlich infolge der Akquisitionen in Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Malaysia, welche teilweise durch geringere Verkaufsvolumina in Rumänien sowie die Veräußerung des OMV Upstream-Geschäfts in Pakistan in Q2/18 kompensiert wurden.

Der durchschnittliche Brent-Preis sank um 10% auf USD 64/bbl in 2019. Der durchschnittlich realisierte Rohölpreis des Konzerns ging um 1% zurück. Dies ist hauptsächlich auf Hedging-Verluste in 2018 zurückzuführen. Der durchschnittlich realisierte Gaspreis in USD/1.000 cf war um 14% niedriger, hauptsächlich aufgrund der Temperaturen im Winter, die höher ausfielen als erwartet, höherer durchschnittlicher Lagerbestände innerhalb Europas und einer Verdoppelung der LNG-Importe nach Europa. Die von der OMV realisierten Gaspreise in 2019 wurden von realisierten Hedging-Verlusten in Höhe von EUR –51 Mio beeinflusst.

Die Investitionen einschließlich aktivierter Explorationsausgaben betrugen in 2019 EUR 2.070 Mio (2018: EUR 3.075 Mio) und beinhalteten vor allem den Erwerb eines 50%-Anteils am neugegründeten Unternehmen SapuraOMV in Höhe von USD 540 Mio in Q1/19. Die Investitionen einschließlich aktivierter Explorationsausgaben waren in 2018 im Wesentlichen auf den Erwerb eines 20%- Anteils an zwei Offshore-Ölfeldern in den Vereinigten Arabischen Emiraten von ADNOC in Q2/18 in Höhe von USD 1,5 Mrd sowie den Erwerb des Upstream-Geschäfts von Shell in Neuseeland in Q4/18 für USD 579 Mio zurückzuführen. Organische Investitionen

wurden 2019 vorwiegend in Rumänien, Norwegen und den Vereinigten Arabischen Emiraten getätigt. Die Explorationsausgaben, die sich vor allem auf Aktivitäten in Rumänien, Norwegen und Österreich bezogen, stiegen um 20% auf EUR 360 Mio.

Zum 31. Dezember 2019 stiegen die sicheren Reserven (1P) auf 1.332 Mio boe (davon OMV Petrom ³ : 504 Mio boe). Mit einer jährlichen Reservenersatzrate von 135% (2018: 180%) lag dieser Wert das vierte Jahr in Folge über 100%. Die 3-Jährige Reservenersatzrate stieg erneut und liegt bei 166% (2018: 160%). Die Erhöhung der sicheren Reserven ist vor allem bedingt durch den Erwerb eines 50%-Anteils am neugegründeten Unternehmen SapuraOMV. Weitere wesentliche Revisionen wurden durch erfolgreiche Bohr- und Entwicklungsaktivitäten und positive Produktionsentwicklungen in Russland, Norwegen und Neuseeland durchgeführt. Die sicheren und wahrscheinlichen Reserven (2P) beliefen sich auf 2.378 Mio boe (davon OMV Petrom ³ : 786 Mio boe). Dies ist maßgeblich auf die Akquisitionen in Malaysia und Entwicklungstätigkeiten in der Konzession Ghasha in den Vereinigten Arabischen Emiraten zurückzuführen.

³ Die OMV Petrom beinhaltet Rumänien und Kasachstan.

Downstream

In EUR Mio (wenn nicht anders angegeben)
	Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
	526	628	566	– 7	CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten und	2.223	2.111	5
					Abschreibungen, Firmenwertabschreibung und Zuschreibungen
					zum Anlagevermögen 2
	385	490	445	– 13	CCS Operatives Ergebnis vor Sondereffekten 2	1.677	1.643	2
	303	465	381	– 20	davon Downstream Öl	1.495	1.439	4
	82	25	64	29	davon Downstream Gas	182	204	– 11
	23	– 36	54	– 57	Sondereffekte	31	– 219	n.m.
	40	63	– 99	n.m.	CCS Effekte: Lagerhaltungsgewinne (+)/-verluste (–) 2	139	– 4	n.m.
	449	518	400	12	Operatives Ergebnis	1.847	1.420	30
	270	2.281	204	33	Investitionen 3	2.774	576	n.m.
					Downstream Öl-Kennzahlen
	5,02	5,46	5,24	– 4	OMV Referenz-Raffineriemarge in USD/bbl 4	4,44	5,24	– 15
	363	441	504	– 28	Ethylen/Propylen Netto-Marge in EUR/t 4, 5	433	448	– 3
	98	96	98	0	Raffinerie-Auslastungsgrad gesamt in %	97	92	5
	5,17	5,60	5,25	– 1	Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte in Mio t	20,94	20,26	3
	1,64	1,81	1,58	4	davon Retail-Verkaufsmengen in Mio t	6,53	6,33	3
	0,59	0,56	0,59	0	davon Petrochemie in Mio t	2,34	2,41	– 3
Downstream Gas-Kennzahlen
	44,71	27,17	32,73	37	Erdgas-Verkaufsmengen in TWh	136,71	113,76	20
	1,26	1,00	1,48	– 15	Nettostromerzeugung in TWh	3,40	5,06	– 33

Hinweis: Das Nettoergebnis der at-equity bewerteten Beteiligungen ADNOC Refining und Trading JV sowie PARCO ist in allen Operativen Ergebnissen enthalten.

¹ Q4/19 gegenüber Q4/18 ²Current Cost of Supply (CCS): Das bereinigte CCS Ergebnis eliminiert Sondereffekte und Lagerhaltungsgewinne/-verluste (CCS Effekte) der Treibstoff- und Mineralölprodukte aus den

Raffinerien. 3 Investitionen beinhalten Akquisitionen, insbesondere den Erwerb eines 15%-Anteils an ADNOC Refining und an einem Trading Joint Venture in Q3/19 in Höhe von USD 2,43 Mrd.

⁴ Die tatsächlich von der OMV realisierten Raffinerie- und Petrochemie-Margen können aufgrund von Faktoren wie einer anderen Rohölzusammensetzung, Produktausbeute und

Betriebsbedingungen sowie einem anderen Grundstoff von der OMV Referenz-Raffineriemarge, von der Ethylen/Propylen Netto-Marge und von den Marktmargen abweichen.

⁵ Berechnet auf Basis von West European Contract Prices (WECP) mit Naphtha als Grundstoff

Viertes Quartal 2019 (Q4/19) im Vergleich zum vierten Quartal 2018 (Q4/18)

► Downstream Öl wurde von einem schwächeren Petrochemie-Geschäft negativ beeinflusst

► Hoher Raffinerie-Auslastungsgrad von 98%

Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten sank um 13% auf EUR 385 Mio (Q4/18: EUR 445 Mio). Der Rückgang des Downstream Öl-Ergebnisses wurde teilweise durch ein höheres Downstream Gas-Ergebnis ausgeglichen.

Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Öl fiel um 20% von EUR 381 Mio in Q4/18 auf EUR 303 Mio. Ursächlich dafür war ein schwächerer Ergebnisbeitrag des Petrochemie-Geschäfts infolge von gesunkenen Margen. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank um 4% auf USD 5,0/bbl (Q4/18: USD 5,2/bbl). Niedrigere Mitteldestillat-Margen konnten nicht gänzlich durch höhere Benzin- und Naphtha-Margen ausgeglichen werden. Infolge von verringerten Rohölpreisen sanken die Bezugskosten. Der Auslastungsgrad der Raffinerien blieb in Q4/19 auf einem sehr hohen Niveau von 98% (Q4/18: 98%). Die Gesamtverkaufsmenge Raffinerieprodukte sank leicht um 1% auf 5,2 Mio t. Aufgrund von niedrigeren Margen trug das Retail-Geschäft einen verringerten Beitrag bei, trotz höherer Verkaufsmengen. Der Beitrag des Commercial-Geschäfts verringerte sich ebenfalls im Vergleich zu Q4/18, da niedrigere Verkaufsmengen die höheren Margen aufhoben. Das Commercial-Geschäft hat in Q4/18 von einem niedrigen Rhein-Wasserstand und einem Raffinerieausfall eines Mitbewerbers profitiert. Die OMV Petrom trug EUR 78 Mio (Q4/18: EUR 75 Mio) zum CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Öl bei. Der Beitrag von ADNOC Refining und Trading betrug EUR 18 Mio in Q4/19. Einmaleffekte haben das Ergebnis positiv beeinflusst. Das Trading JV befindet sich aktuell in der Gründungsphase.

Der Ergebnisbeitrag des Petrochemie-Geschäfts zum CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten fiel stark um 56% auf EUR 35 Mio (Q4/18: EUR 78 Mio). Niedrigere Petrochemie-Margen wurden nur teilweise durch gesunkene Bezugskosten, welche auch andere Vorprodukte außer Naphtha beinhalten, kompensiert. Sowohl die Ethylen/Propylen Netto-Marge als auch die Butadien Netto-Marge verringerten sich substantiell. Die Benzol Netto-Marge sank in einem geringeren Maße. Der Anteil von Borealis am Operativen Ergebnis vor Sondereffekten reduzierte sich auf EUR 50 Mio (Q4/18: EUR 67 Mio). Ursächlich waren ein niedrigerer Beitrag von Borouge sowie schwächere integrierte Polyolefin-Margen. Dies wurde teilweise durch positive Lagerhaltungseffekte und einen höheren Beitrag des Düngemittelgeschäfts infolge gesunkener Gaspreise ausgeglichen.

Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Gas wuchs stark von EUR 64 Mio in Q4/18 auf EUR 82 Mio, hauptsächlich bedingt durch einen höheren Beitrag aus dem Speicher-Geschäft. Der Ergebnisbeitrag von Gas Connect Austria sank von EUR 36 Mio auf EUR 22 Mio. Q4/18 wurde durch eine Versicherungsleistung infolge des Vorfalls in Baumgarten und eines höheren Beitrags von Beteiligungen positiv beeinflusst. Die Erdgas-Verkaufsmengen erhöhten sich signifikant von 32,7 TWh auf 44,7 TWh, insbesondere aufgrund von höheren Verkaufsmengen in Rumänien und Deutschland. Dies wurde teilweise durch niedrigere Verkaufsmengen in der Türkei kompensiert. Die Nettostromerzeugung fiel infolge eines schwächeren Marktumfelds auf 1,3 TWh in Q4/19 (Q4/18: 1,5 TWh). Der Ergebnisbeitrag der OMV Petrom zum CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Gas lag bei EUR 18 Mio in Q4/19 (Q4/18: EUR 34 Mio).

Die Netto-Sondereffekte betrugen EUR 23 Mio (Q4/18: EUR 54 Mio) und ergaben sich hauptsächlich aus der Bewertung nicht realisierter Rohstoffderivate. In Q4/19 wurden CCS Effekte von EUR 40 Mio erfasst, bedingt durch gestiegene Rohölpreise. Das Operative Ergebnis im Bereich Downstream wuchs auf EUR 449 Mio, verglichen mit EUR 400 Mio in Q4/18.

Die Investitionen in Downstream beliefen sich auf EUR 270 Mio (Q4/18: EUR 204 Mio), hauptsächlich im Bereich Downstream Öl. Die Investitionen beinhalteten EUR 19 Mio aufgrund von IFRS 16. Die Investitionen im Downstream Öl-Geschäft betrugen in Q4/19 EUR 245 Mio (Q4/18: EUR 186 Mio). Die organischen Investitionen in Q4/19 fanden im Wesentlichen in den europäischen Raffinerien und in Retail statt.

Jänner bis Dezember 2019 im Vergleich zu Jänner bis Dezember 2018

Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten stieg von EUR 1.643 Mio auf EUR 1.677 Mio in 2019, hauptsächlich aufgrund eines höheren Ergebnisses in Downstream Öl, teilweise kompensiert durch ein niedrigeres Downstream Gas-Ergebnis.

Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Öl erhöhte sich in 2019 um EUR 56 Mio auf EUR 1.495 Mio. Der Anstieg ist auf einen starken Ergebnisbeitrag des Commercial- und Retail-Geschäfts zurückzuführen und wurde teilweise durch niedrigere Raffinerie- und Petrochemiemargen kompensiert. Die OMV Referenz-Raffineriemarge sank um 15% von USD 5,2/bbl auf USD 4,4/bbl. Niedrigere Naphtha- und Benzin-Margen konnten nicht durch höhere Margen für Schweröl kompensiert werden. Gesunkene Rohölpreise führten zu niedrigen Bezugskosten, welche sich positiv auf die Referenz-Raffineriemarge auswirkten. Der Raffinerie-Auslastungsgrad lag in 2019 bei sehr hohen 97%. Der Auslastungsgrad in 2018 lag aufgrund einer planmäßigen sechswöchigen Generalüberholung der Raffinerie Petrobrazi bei 92%. Mit 20,9 Mio t stieg die Verkaufsmenge an Raffinerieprodukten um 3%. Das Retail-Geschäft hatte einen höheren Ergebnisbeitrag aufgrund von gestiegenen Margen und leicht höheren Verkaufsmengen. Im Commercial-Geschäft stiegen die Verkaufsmengen und Margen, verglichen mit 2018. Das Commercial-Geschäft profitierte in 2019 von einer angespannten Versorgungssituation, verursacht durch einen Raffinerieausfall eines Mitbewerbers und der Rohölkontaminierung der Druschba-Pipeline. Die OMV Petrom trug EUR 327 Mio (2018: EUR 286 Mio) zum CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Öl bei. Der Beitrag von ADNOC Refining und Trading betrug EUR 8 Mio in 2019. Einmaleffekte haben das Ergebnis positiv beeinflusst. Das Trading JV befindet sich aktuell in der Gründungsphase.

Der Ergebnisbeitrag des Petrochemie-Geschäfts zum CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten verringerte sich um 12% auf EUR 241 Mio (2018: EUR 275 Mio). Während sich die Ethylen/Propylen Netto-Marge abschwächte, sanken die Butadien- und Benzol-Netto-Margen signifikant. Der Beitrag von Borealis zum Operativen Ergebnis vor Sondereffekten verringerte sich um 13% auf EUR 314 Mio (2018: EUR 360 Mio). Ein positiver Effekt aus der Einigung über die Steuerverfahren in Finnland wurde durch niedrigere Lagerhaltungseffekte und schwächere integrierte Polyolefin-Margen mehr als kompensiert. Der Beitrag des Düngemittelgeschäfts verbesserte sich infolge gesunkener Gaspreise.

Das CCS Operative Ergebnis vor Sondereffekten von Downstream Gas sank von EUR 204 Mio auf EUR 182 Mio in 2019, vornehmlich aufgrund eines schwächeren Stromgeschäfts. Die Performance von Gas Connect Austria sank von EUR 102 Mio in 2018 auf EUR 97 Mio. In 2018 profitierte das Ergebnis von einer Versicherungsleistung infolge des Vorfalls in Baumgarten und höheren Beiträgen von Beteiligungen, welche nicht gänzlich durch höhere Transporteinnahmen in 2019 kompensiert werden konnten. Die Erdgas-Verkaufsmengen stiegen um 20% auf 136,7 TWh (2018: 113,8 TWh). Eine erfolgreiche Marktoffensive führte zu höheren Volumina in Deutschland und den Niederlanden. Während die Verkaufsmengen in Rumänien ebenfalls stiegen, sanken diese signifikant in der Türkei. Die Nettostromerzeugung fiel von 5,1 TWh auf 3,4 TWh in 2019, infolge eines ungünstigen Marktumfelds in Rumänien. Zusätzlich wurde die Nettostromerzeugung infolge des Verkaufs des Kraftwerks Samsun in Q3/18 negativ beeinflusst. Die OMV Petrom trug EUR 60 Mio (2018: EUR 77 Mio) zum CCS Operativen Ergebnis vor Sondereffekten im Bereich Downstream Gas bei.

Die Netto-Sondereffekte betrugen in 2019 EUR 31 Mio (2018: EUR –219 Mio) und ergaben sich hauptsächlich aus der Bewertung nicht realisierter Rohstoffderivate. In 2018 waren die Netto-Sondereffekte im Wesentlichen bedingt durch den Verkauf des Kraftwerks Samsun und eine partielle Abschreibung des Düngemittelgeschäfts von Borealis. Aufgrund gestiegener Rohölpreise in 2019 wurden CCS Effekte in Höhe von EUR 139 Mio gebucht. Das Operative Ergebnis im Downstream-Geschäft stieg in 2019 signifikant von EUR 1.420 Mio auf EUR 1.847 Mio an.

Die Investitionen in Downstream beliefen sich auf EUR 2.774 Mio (2018: EUR 576 Mio) und beinhalteten Investitionen in Höhe von EUR 66 Mio, bedingt durch IFRS 16. Die Investitionen im Downstream Öl-Geschäft betrugen EUR 2.687 Mio (2018: EUR 506 Mio) und sind hauptsächlich auf die Akquisition eines 15%-Anteils an ADNOC Refining und an dem Trading Joint Venture in Höhe von USD 2,43 Mrd zurückzuführen. In 2019 sind die organischen Investitionen im Wesentlichen den europäischen Raffinerien und dem Retail-Bereich zuzuordnen.

Vorläufiger Konzernabschluss (verkürzt, ungeprüft)

Gewinn- und Verlustrechnung (ungeprüft)

	In EUR Mio (wenn nicht anders angegeben)
Q4/19	Q3/19	Q4/18		2019	2018
6.074	5.949	6.640	Umsatzerlöse	23.461	22.930
72	32	271	Sonstige betriebliche Erträge	315	517
89	68	54	Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen	386	391
50	75	34	davon Borealis	314	327
6.235	6.048	6.965	Summe Erlöse und sonstige Erträge	24.162	23.839
– 3.590	– 3.370	– 4.013	Zukäufe (inklusive Bestandsveränderungen)	– 13.608	– 14.094
– 426	– 463	– 386	Produktions- und operative Aufwendungen	– 1.695	– 1.594
– 134	– 114	– 123	Produktionsbezogene Steuern	– 496	– 392
– 624	– 587	– 467	Abschreibungen und Wertminderungen	– 2.337	– 1.827
– 476	– 483	– 481	Vertriebs- und Verwaltungsaufwendungen	– 1.892	– 1.749
– 73	– 38	– 60	Explorationsaufwendungen	– 229	– 175
– 88	– 87	– 177	Sonstige betriebliche Aufwendungen	– 322	– 485
824	905	1.259	Operatives Ergebnis	3.582	3.524
0	0	13	Dividendenerträge	5	20
39	38	33	Zinserträge	169	117
– 73	– 78	– 70	Zinsaufwendungen	– 304	– 290
– 13	11	– 25	Sonstiges Finanzergebnis	1	– 72
– 47	– 29	– 50	Finanzerfolg	– 129	– 226
777	875	1.209	Ergebnis vor Steuern	3.453	3.298
– 320	– 340	– 416	Steuern vom Einkommen und Ertrag	– 1.306	– 1.305
458	535	793	Periodenüberschuss	2.147	1.993
355	425	608	davon den Aktionären des Mutterunternehmens zuzurechnen	1.678	1.438
19	19	19	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	75	78
83	91	166	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	393	477
1,09	1,30	1,86	Ergebnis je Aktie in EUR	5,14	4,40
1,09	1,30	1,86	Verwässertes Ergebnis je Aktie in EUR	5,13	4,40

Gesamtergebnisrechnung (verkürzt, ungeprüft)

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18		2019	2018
458	535	793	Periodenüberschuss	2.147	1.993
– 231	204	– 70	Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe	39	28
36	– 22	105	Gewinne (+)/Verluste (–) aus der Bewertung von Hedges	– 45	195
– 16	25	34	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	– 1	59
– 211	208	68	Summe der Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung	– 7	282
			umgegliedert ("recycelt") werden können
48	– 55	– 134	Gewinne (+)/Verluste (–) aus der Neubewertung von leistungsorientierten Plänen	– 90	– 114
1	—	21	Gewinne (+)/Verluste (–) aus der Bewertung von Beteiligungen	1	26
7	20	– 94	Gewinne (+)/Verluste (–) aus der Bewertung von Hedges, die nachfolgend auf den	95	9
			Buchwert des Grundgeschäfts übertragen werden
10	– 10	– 6	Auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallender Anteil am sonstigen Ergebnis	– 6	– 3
67	– 44	– 213	Summe der Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn- und	0	– 82
			Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden
– 15	10	– 27	Ertragsteuern, die auf Posten, die nachträglich in die Gewinn- und Verlustrechnung	10	– 52
			umgegliedert ("recycelt") werden können, entfallen
– 2	0	26	Ertragsteuern, die auf Posten, die nicht nachträglich in die Gewinn- und	– 7	– 3
			Verlustrechnung umgegliedert ("recycelt") werden, entfallen
– 17	10	– 1	Summe der auf das sonstige Ergebnis entfallenden Ertragsteuern	4	– 55
– 161	174	– 146	Sonstiges Ergebnis der Periode nach Steuern	– 3	144
297	709	647	Gesamtergebnis der Periode	2.144	2.137
226	598	462	davon den Aktionären des Mutterunternehmens zuzurechnen	1.752	1.587
19	19	19	davon den Hybridkapitalbesitzern zuzurechnen	75	78
52	92	166	davon den nicht beherrschenden Anteilen zuzurechnen	316	472

Konzernbilanz (ungeprüft)

In EUR Mio
	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	4.163	3.317
Sachanlagen	16.479	15.115
At-equity bewertete Beteiligungen	5.151	3.011
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	2.414	2.659
Sonstige Vermögenswerte	56	36
Latente Steuern	686	759
Langfristiges Vermögen	28.950	24.896
Vorräte	1.845	1.571
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	3.042	3.420
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	3.121	2.727
Forderungen aus laufenden Ertragsteuern	11	9
Sonstige Vermögenswerte	297	264
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	2.931	4.026
Kurzfristiges Vermögen	11.248	12.017
Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen	177	47
Summe Aktiva	40.375	36.961
Eigenkapital und Verbindlichkeiten
Grundkapital	327	327
Hybridkapital	1.987	1.987
Rücklagen	10.698	9.591
Eigenkapital der OMV Anteilseigner	13.012	11.905
Nicht beherrschende Anteile	3.851	3.436
Eigenkapital	16.863	15.342
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.111	1.096
Anleihen	5.262	4.468
Leasingverbindlichkeiten	934	—
Sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	620	441
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	3.872	3.673
Sonstige Rückstellungen	572	446
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	301	924
Sonstige Verbindlichkeiten	157	138
Latente Steuern	1.132	731
Langfristige Verbindlichkeiten	13.961	11.917
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.155	4.401
Anleihen	540	539
Leasingverbindlichkeiten	120	—
Sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	148	304
Ertragsteuerverbindlichkeiten	332	349
Rückstellungen für Rekultivierungsverpflichtungen	87	63
Sonstige Rückstellungen	293	355
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	2.818	2.806
Sonstige Verbindlichkeiten	903	863
Kurzfristige Verbindlichkeiten	9.395	9.680
Zu Veräußerungszwecken gehaltene Verbindlichkeiten	156	22
Summe Passiva	40.375	36.961

Eigenkapitalveränderungsrechnung (verkürzt, ungeprüft)

In EUR Mio

1. Jänner 2019	Grund kapital 327	Kapital rücklagen 1.511	Hybrid kapital 1.987	Gewinn rücklagen 8.830	Sonstige Rücklagen 1 -744	Eigene Anteile -6	Eigen kapital der OMV Anteils eigner 11.905	Nicht beherr schende Anteile 3.436	Summe Eigen kapital 15.342
Periodenüberschuss	-	-	-	1.753	-	-	1.753	393	2.147
Sonstiges Ergebnis der Periode	-	-	-	-79	153	-	74	-77	-3
Gesamtergebnis der Periode	-	-	-	1.674	153	-	1.827	316	2.144
Dividendenausschüttung und Hybridkupon	-	-	-	-673	-	-	-673	-188	-861
Abgang eigener Anteile	-	3	-	-	-	2	5	-	5
Anteilsbasierte Vergütung	-	-8	-	-	-	-	-8	-	-8
Erhöhung (+)/Verminderung (–) nicht beherrschender Anteile	-	-	-	-	-	-	-	287	287
Umgliederung von Cashflow Hedges in die Bilanz	-	-	-	-	-44	-	-44	-0	-44
31. Dezember 2019	327	1.506	1.987	9.832	-635	-4	13.012	3.851	16.863

¹ Die "Sonstigen Rücklagen" beinhalten Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe, nicht realisierte Gewinne und Verluste aus der Bewertung von Hedges sowie den auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallenden Anteil am sonstigen Ergebnis.

	Grund kapital	Kapital rücklagen	Hybrid kapital	Gewinn rücklagen	Sonstige Rücklagen 1	Eigene Anteile	Eigen kapital der OMV Anteils eigner	Nicht beherr schende Anteile	Summe Eigen kapital
1. Jänner 2018	327	1.517	2.231	8.006	-857	-8	11.216	3.118	14.334
Erstanpassung aus IFRS 9 und IFRS 15	-	-	-	39	3	-	42	0	42
Angepasste Werte 1. Jänner 2018	327	1.517	2.231	8.045	-854	-8	11.259	3.118	14.377
Periodenüberschuss	-	-	-	1.516	-	-	1.516	477	1.993
Sonstiges Ergebnis der	-	-	-	-87	236	-	149	-5	144
Periode
Gesamtergebnis der	-	-	-	1.429	236	-	.665	472	2.137
Periode
Kapitalerhöhung	-	-	496	-	-	-	496	-	496
Dividendenausschüttung und Hybridkupon	-	-	-	-576	-	-	-576	-161	-737
Veränderung Hybridkapital	-	-	-741	-60	-	-	-800	-	-800
Abgang eigener Anteile	-	4	-	-	-	3	7	-	7
Anteilsbasierte Vergütung	-	-11	-	0	-	-	-10	-	-10
Erhöhung (+)/Verminderung	-	-	-	-8	0	-	-9	7	-2
(–) nicht beherrschender
Anteile
Umgliederung von Cashflow-Hedges in die Bilanz 2	-	-	-	-	-126	-	-126	0	-126
31. Dezember 2018	327	1.511	1.987	8.830	-744	-6	11.905	3.436	15.342

¹ Die "Sonstigen Rücklagen" beinhalten Währungsdifferenzen aus der Umrechnung ausländischer Geschäftsbetriebe, nicht realisierte Gewinne und Verluste aus der Bewertung von Hedges sowie den auf at-equity bewertete Beteiligungen entfallenden Anteil am sonstigen Ergebnis.

² Der Betrag bezog sich zum Großteil auf Vorräte, die zum 31. Dezember 2018 bereits verbraucht und daher in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst waren.

Konzern-Cashflow-Rechnung (verkürzt, ungeprüft)

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18		2019	2018
458	535	793	Periodenüberschuss	2.147	1.993
615	603	392	Abschreibungen und Wertminderungen (+)/Zuschreibungen (–)	2,395	1,780
35	8	80	Latente Steuern	100	298
7	0	5	Gewinne (–)/Verluste (+) aus Abgängen von Anlagevermögen	-7	-2
-31	64	24	Erhöhung (+)/Verminderung (–) von Rückstellungen	-24	-61
-121	-143	-267	Sonstige unbare Erträge (–)/Aufwendungen (+)	-346	216
963	1,067	1,027	Mittelzufluss nach unbaren Posten	4,264	4,223
5	-200	93	Verminderung (+)/Erhöhung (–) von Vorräten	-260	-73
15	-18	-403	Verminderung (+)/Erhöhung (–) von Forderungen	372	-1,041
-2	226	399	Erhöhung (+)/Verminderung (–) von Verbindlichkeiten	-320	1,287
981	1,074	1,117	Cashflow aus der Betriebstätigkeit	4,056	4,396
			Investitionen
-605	-542	-568	Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-2,158	-3,193
-58	-2,105	-68	Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	-2,265	-305
—	—	-311	Erwerb einbezogener Unternehmen und Geschäftsbetriebe abzüglich liquider Mittel	-460	-357
			Veräußerungen
24	54	14	Erlöse aus Anlagevermögen	209	60
0	-1	184	Erlöse aus dem Verkauf einbezogener Unternehmen und Geschäftseinheiten	36	442
			abzüglich liquider Mittel
-639	-2,594	-749	Cashflow aus der Investitionstätigkeit	-4,638	-3,353
-490	976	234	Erhöhung (+)/Verminderung (–) von langfristigen Finanzierungen	396	-793
27	16	96	Erhöhung (+)/Verminderung (–) von kurzfristigen Finanzierungen	-22	102
-86	0	-86	Dividendenzahlungen	-858	-779
—	—	—	Hybridanleihe	—	496
-549	991	244	Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	-484	-975
-13	-4	1	Währungsdifferenz auf liquide Mittel	-22	-22
-219	-533	612	Nettoabnahme (–)/-zunahme (+) liquider Mittel	-1,088	45
3,157	3,691	3,414	Liquide Mittel Periodenbeginn	4,026	3,981
2,938	3,157	4,026	Liquide Mittel Periodenende	2,938	4,026
7	—	—	davon liquide Mittel, umgegliedert auf zu Veräußerungszwecken gehaltenes	7	—
			Vermögen
2,931	3,157	4,026	In der Konzernbilanz als Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	2,931	4,026
			ausgewiesen
342	-1,520	368	Freier Cashflow	-583	1,043
256	-1,520	281	Freier Cashflow nach Dividenden	-1,441	263

Ausgewählte Erläuterungen zum vorläufigen Konzernabschluss

Gesetzliche Grundlagen

Der vorläufige, verkürzte Konzernabschluss für 2019 wurde in Übereinstimmung mit jenen Bilanzregeln erstellt, welche auch der Erstellung des OMV Geschäftsberichts zugrunde liegen. Diese stimmen mit den für den Geschäftsbericht 2018 verwendeten Bilanzierungsregeln überein, ausgenommen von den im Folgenden beschriebenen Ausnahmen. Der endgültige, geprüfte Konzernabschluss wird als Teil des Geschäftsberichts 2019 im März 2020 veröffentlicht.

Der vorläufige, verkürzte Konzernabschluss für 2019 ist ungeprüft. Eine externe prüferische Durchsicht wurde nicht durchgeführt.

Der vorläufige, verkürzte Konzernabschluss für 2019 wurde in Millionen Euro (EUR Mio, EUR 1.000.000) erstellt. Durch die Angabe in EUR Mio können sich Rundungsdifferenzen ergeben.

Zusätzlich zum vorläufigen Konzernabschluss enthält die Beschreibung der OMV Geschäftsbereiche im Lagebericht weitere Informationen zu wichtigen Effekten, die Einfluss auf den vorläufigen Konzernabschluss zum 31. Dezember 2019 hatten.

Wesentliche Änderungen in den Bilanzierungsgrundsätzen

Der Konzern wandte ab 1. Jänner 2019 erstmals IFRS 16 Leasingverhältnisse an.

Weiters sind mit 1. Jänner 2019 eine Reihe von anderen Änderungen und Interpretationen in Kraft getreten. Diese haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss.

IFRS 16 Leasingverhältnisse

Dieser Standard ersetzt IAS 17 und enthält neue Vorschriften für die Bilanzierung von Leasing. Hinsichtlich der Bilanzierung aus Sicht des Leasingnehmers beseitigt IFRS 16 die nach IAS 17 vorgeschriebene Klassifizierung von Leasingverträgen in Operatingund Finanzierungsleasing und führt stattdessen ein einheitliches Modell für die Bilanzierung durch den Leasingnehmer ein. Unter Anwendung dieses Modells setzt der Leasingnehmer für Leasingverhältnisse im Anwendungsbereich des Standards Nutzungsrechte und Verbindlichkeiten in der Bilanz an und berücksichtigt neben der Abschreibung der Nutzungsrechte den Zinsaufwand aus den Leasingverbindlichkeiten in der Gewinn- und Verlustrechnung. Die Nutzungsrechte werden über den kürzeren Zeitraum aus Nutzungsdauer und Leasingzeitraum linear abgeschrieben. Der Zinsaufwand wird ergebniswirksam über die Leasingdauer in jeder Periode auf Basis der verbleibenden Leasingverbindlichkeit verbucht. Für Leasinggeber ergeben sich nur geringfügige Änderungen im Vergleich zu IAS 17.

Im Rahmen der Erstanwendung hat die OMV die Vereinfachungsregelung bezüglich der Beibehaltung der Definition eines Leasingverhältnisses genutzt. Das heißt, die OMV hat IFRS 16 nur für Verträge angewendet, die bisher als Leasingverträge identifiziert wurden. Verträge, die nach den bisherigen Standards nicht als Leasingverträge identifiziert wurden, wurden nicht nach den Vorschriften des IFRS 16 neuerlich daraufhin überprüft, ob sie Leasingverhältnisse darstellen. Weiters wurden keine Nutzungsrechte und Leasingverbindlichkeiten für Verträge, die im Laufe von 2019 ausgelaufen sind, angesetzt, da sie als kurzfristige Leasingverhältnisse behandelt wurden.

Leasingverhältnisse für die Exploration und die Nutzung von Öl und Erdgas, die hauptsächlich Pachtverträge für Grundstücke für solche Aktivitäten umfassen, sind weder im Anwendungsbereich von IAS 17 noch von IFRS 16. Zusätzlich sind einige Verpflichtungen von der Ausnahme für kurzfristige und geringwertige Leasingverhältnisse umfasst. Für diese Verträge wurden folglich keine Nutzungsrechte und Leasingverbindlichkeiten angesetzt. Ferner wurden die Leasingverträge für die Bewertung der Nutzungsrechte und Leasingverbindlichkeiten in ihre Leasingkomponenten und andere Elemente aufgeteilt.

Die OMV wandte IFRS 16 erstmals zum 1. Jänner 2019 mit einer Umstellung entsprechend der modifizierten retrospektiven Methode, das heißt ohne Anpassung der Vergleichswerte in der berichteten Vergleichsperiode, an. Die Nutzungsrechte für die bisherigen Operating-Leasingverhältnisse wurden zum Übergangszeitpunkt in Höhe der Leasingverbindlichkeiten bewertet, die um den Betrag der im Voraus geleisteten oder abgegrenzten Leasingzahlungen sowie bestehender Rückstellungen für belastende Verträge aus Operating-Leasingverhältnissen berichtigt wurden. Die Leasingverbindlichkeiten wurden mit dem Barwert der Leasingzahlungen über den verbleibenden Leasingzeitraum abgezinst mit dem Grenzfremdkapitalzinssatz zum 1. Jänner 2019 bewertet. Der gewichtete durchschnittliche Grenzfremdkapitalzinssatz für diese Leasingverbindlichkeiten betrug zum 1. Jänner 2019 0,94%. Die erstmalige Anwendung von IFRS 16 führte zum Ansatz von Nutzungsrechten in Höhe von EUR 688 Mio und von Leasingverbindlichkeiten in Höhe von EUR 706 Mio für frühere Operating-Leasingverhältnisse. Für bisherige Finanzierungsleasingverhältnisse wurden die Buchwerte der Leasinggegenstände und -verbindlichkeiten unmittelbar vor Umstellung als Buchwerte der Nutzungsrechte und Leasingverbindlichkeiten zum Erstanwendungszeitpunkt übernommen. In der Konzernbilanz werden die Nutzungsrechte innerhalb der Sachanlagen und die Leasingverbindlichkeiten als kurzfristige und langfristige Leasingverbindlichkeiten ausgewiesen.

Überleitung von künftigen Verpflichtungen aus operativen Leasingverhältnissen zum 31. Dezember 2018 zu Leasingverbindlichkeiten zum 1. Jänner 2019

In EUR Mio
	1. Jän. 2019
Künftige Mindestleasingzahlungen aus unkündbaren operativen Leasingverhältnissen zum	480
31. Dezember 2018
abzüglich Mindestleasingzahlungen für kurzfristige Leasingverhältnisse	– 27
abzüglich Mindestleasingzahlungen für Leasingverhältnisse über geringwertige Vermögenswert	– 2
zuzüglich Mindestleasingzahlungen für hinreichend sichere Verlängerungs- und Kündigungsoptionen	314
Brutto-Leasingverbindlichkeiten für bisher nicht bilanzierte Verpflichtungen aus operativen	765
Leasingverhältnissen zum 1. Jänner 2019
abzüglich Abzinsung zum 1. Jänner 2019	– 60
Leasingverbindlichkeiten für bisher nicht bilanzierten Verpflichtungen aus operativen	706
Leasingverhältnissen zum 1. Jänner 2019
Leasingverbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing zum 31. Dezember 2018	288
Leasingverbindlichkeiten zum 1. Jänner 2019	994

Leasing Übersicht

In EUR Mio

Nutzungsrechte	31. Dez. 2019
Nutzungsrechte – Grundstücke und Bauten	667
Nutzungsrechte – technische Anlagen und Maschinen	37
Nutzungsrechte – andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	111
Summe Nutzungsrechte - Buchwert	815
	2019
Abschreibungen von Nutzungsrechten	108

Änderungen im IAS 12 Ertragsteuern

Die jährlichen Verbesserungen der IFRS Standards 2015–2017 enthalten eine Änderung des IAS 12 Ertragsteuern, gemäß der die einkommensteuerlichen Auswirkungen von Dividenden in der Gewinn- und Verlustrechnung, im sonstigen Einkommen oder im Eigenkapital zu erfassen sind, abhängig davon, wo das Unternehmen die vergangenen Transaktionen und Ereignisse, welche die Basis für die Ausschüttung bilden, dargestellt hat. Das Hybridkapital der OMV stellt unter IFRS Eigenkapital dar und dementsprechend werden die Zinsenzahlungen an die Hybridkapitalbesitzer als Dividenden behandelt. Da die an die Hybridkapitalbesitzer ausgeschütteten Gewinne steuerlich absetzbar sind, müssen die steuerlichen Auswirkungen entsprechend den neuen Regelungen in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst werden, während die Steuereffekte derartiger Dividendenzahlungen in der Vergangenheit direkt im Eigenkapital erfasst wurden.

Wegen der steuerlichen Verlustsituation der Österreichischen Steuergruppe (vgl. Anhangangaben 12 – Steuern vom Einkommen und Ertrag – und 25 – Latente Steuern – im Konzernabschluss 2018) haben die Hybridzinsen nicht zu Einsparungen bei der laufenden Ertragsteuer geführt, sondern den Verlustvortrag erhöht. Gemäß der Steuerplanung wurden für 2018 und die Jahre davor keine aktiven latenten Steuern für die Verlustvorträge angesetzt.

Konsolidierungskreisänderungen

Im Vergleich zum Konzernjahresabschluss per 31. Dezember 2018 fanden folgende Änderungen des Konsolidierungskreises statt:

Konsolidierungskreisänderungen

Firma	Sitz	Art der Veränderung 1	Wirksamkeitsdatum
Upstream
SapuraOMV Upstream (Americas) Sdn. Bhd.	Seri Kembangan	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Australia) Sdn. Bhd.	Seri Kembangan	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Block 30, S. de R.L. de C.V.	Mexico Stadt	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Mexico) Sdn. Bhd.	Seri Kembangan	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Malaysia) Inc.	Nassau	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (NZ) Sdn. Bhd.	Seri Kembangan	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Oceania) Sdn. Bhd.	Seri Kembangan	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (PM) Inc.	Nassau	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Southeast Asia) Inc.	Nassau	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Sarawak) Inc.	Nassau	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Holding) Sdn. Bhd.	Kuala Lumpur	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream (Western Australia) Pty Ltd.	Perth	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd.	Seri Kembangan	Erstkonsolidierung (A)	31. Jänner 2019
OMV (AFRICA) Exploration & Production GmbH in Liqu.	Wien	Entkonsolidierung (L)	21. Dezember 2019
OMV (Berenty) Exploration GmbH	Wien	Entkonsolidierung (I)	31. Dezember 2019
OMV (Mandabe) Exploration GmbH	Wien	Entkonsolidierung (I)	31. Dezember 2019
Downstream Öl
OMV Deutschland Services GmbH	Burghausen	Erstkonsolidierung	2. Juli 2019
ADNOC Global Trading LTD 2	Abu Dhabi	Erstkonsolidierung	29. Juli 2019
Abu Dhabi Oil Refining Company 2	Abu Dhabi	Erstkonsolidierung (A)	31. Juli 2019
OMV Supply & Trading Italia S.r.l.	Trieste	Erstkonsolidierung	31. Juli 2019
GENOL Gesellschaft m.b.H. 2	Wien	Erstkonsolidierung 3	18. Oktober 2019
GENOL Gesellschaft m.b.H. & Co KG 2	Wien	Entkonsolidierung (L) 3	18. Oktober2019
Deutsche Transalpine Oelleitung GmbH 2	München	Anteilserhöhung 4	30. Dezember 2019
Transalpine Ölleitung in Österreich Gesellschaft m.b.H. 2	Matrei in Osttirol	Anteilserhöhung 4	30. Dezember 2019
Società Italiana per l'Oleodotto Transalpino S.p.A. 2	Trieste	Anteilserhöhung 4	30. Dezember 2019

1 "Erstkonsolidierung" verweist auf bereits bestehende bzw. neugegründete Tochtergesellschaften, wohingegen "Erstkonsolidierung (A)" bedeutet, dass die Gesellschaft erworben wurde. Gesellschaften, welche mit "Entkonsolidierung (I)" gekennzeichnet sind, wurden aufgrund Immaterialität entkonsolidiert, wohingegen Gesellschaften, welche aufgrund eines Liquidationsprozesses entkonsolidiert wurden, mit "Entkonsolidierung (L)" gekennzeichnet sind.

² At-equity konsolidierte Gesellschaft

³ Das gesamte Vermögen sowie der Geschäftsbetrieb der GENOL Gesellschaft m.b.H. & Co KG (vormals at-equity konsolidiert) wurde in die GENOL Gesellschaft m.b.H. übertragen. Dies führte zur Änderung der Konsolidierungsmethode für die GENOL Gesellschaft m.b.H., welche bislang aufgrund Immaterialität nicht konsolidiert wurde und nunmehr at-equity konsolidiert wird.

⁴ Erwerb von zusätzlichen Anteilen in Höhe von 7,26% je Gesellschaft, was zu einem neuen Anteil je Gesellschaft von 32,26% führte (bislang 25,00% Anteile); die Zukäufe hatten keine Änderung der Konsolidierungsmethode zur Folge.

Upstream

Am 31. Januar 2019 hat die OMV eine 50%-Beteiligung am gesamten ausgegebenen Aktienkapital der SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. um USD 540 Mio erworben (unterliegt den üblichen Anpassungen bei Abschluss der Transaktion). Da die OMV die Entscheidungsgewalt über die relevanten Tätigkeiten von SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. besitzt, werden die neugegründete Gesellschaft sowie ihre Tochtergesellschaften per Vollkonsolidierung in den OMV Konzernabschluss einbezogen.

Zusätzlich haben die Vertragsparteien bedingte Zahlungen von bis zu USD 85 Mio vereinbart. Diese sind größtenteils vom Ressourcenvolumen im Block 30, Mexiko zum Zeitpunkt der finalen Investitionsentscheidung abhängig. Zum Zeitpunkt des Erwerbs wurde keine Verbindlichkeit hierfür angesetzt. Beide Parteien haben auch die Refinanzierung der zum Zeitpunkt der Akquisition bestehenden konzerninternen Verbindlichkeiten von USD 350 Mio vereinbart (in der Konzern-Cashflow-Rechnung in der Zeile "Erhöhung (+)/Verminderung (–) von langfristigen Finanzierungen" erfasst).

Die Akquisition war ein weiterer wichtiger Schritt in der Entwicklung der Region Asien-Pazifik zur fünften OMV Kernregion. Neben einer zukünftig steigenden Tagesproduktion in malaysischen Offshore-Gasfeldern gibt diese Transaktion der OMV Zugang zu Explorationsblöcken in Neuseeland, Australien und Mexiko.

Erworbenes Vermögen und Berechnung des Firmenwerts

Die Anteile nicht beherrschender Gesellschafter an SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. werden zum anteiligen Wert des erworbenen identifizierbaren Nettovermögens bewertet. Der Firmenwert resultiert hauptsächlich aus latenten Steuerverbindlichkeiten aus der Differenz zwischen Buchwerten und Steuerwerten der erworbenen Vermögenswerte. Der Firmenwert ist nicht steuerlich verwertbar. Die beizulegenden Zeitwerte des erworbenen Vermögens wie auch die Berechnung des Firmenwerts werden in den untenstehenden Tabellen dargestellt. Der Kaufpreis unterliegt weiterhin üblichen Anpassungen bei Abschluss, wobei keine wesentlichen Abweichungen erwartet werden. Der nachstehend angegebene Kaufpreis beinhaltet die bestmögliche Schätzung der erwarteten Anpassung.

Beizulegender Zeitwert des erworbenen Vermögens

In EUR Mio
	SapuraOMV
Immaterielle Vermögenswerte	679
Sachanlagen	604
Langfristiges Vermögen	1.283
Vorräte	6
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	18
Sonstige finanzielle Vermögenswerte	44
Sonstige Vermögenswerte	10
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	12
Kurzfristiges Vermögen	90
Summe Aktiva	1.372
Leasingverbindlichkeiten	5
Sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	305
Rekultivierungsverpflichtungen	69
Latente Steuern	336
Langfristige Verbindlichkeiten	715
Sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten	9
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	49
Ertragsteuerverbindlichkeiten	10
Sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	5
Sonstige Verbindlichkeiten	9
Kurzfristige Verbindlichkeiten	83
Summe Passiva	798
Nettovermögenswerte	574
Nicht beherrschende Anteile	– 287
Erworbene Nettovermögenswerte	287

Berechnung des Firmenwerts

In EUR Mio
	SapuraOMV
Kaufpreis	479
Effekt aus der Absicherung von Fremdwährungsrisiken	2
Erworbenes Nettovermögen Firmenwerte	287
	195
Auswirkung auf den Cashflow
Netto-Mittelabfluss aus dem Erwerb von SapuraOMV
In EUR Mio
Bezahlter Kaufpreis	472
Abzüglich übernommener liquider Mittel	– 12
Netto-Mittelabfluss aus dem Erwerb von einbezogenen Unternehmen und Geschäftseinheiten	460

Downstream Öl

Am 31. Juli 2019 haben die OMV und ADNOC, Abu Dhabi National Oil Company, eine strategische Partnerschaft, die das bestehende ADNOC Raffineriegeschäft wie auch ein neues Trading Joint Venture umfasst, abgeschlossen. Die Beteiligungsstruktur sowohl für das ADNOC Refining als auch für das Trading Joint Venture ist wie folgt: OMV 15%, Eni 20% und ADNOC die verbleibenden 65%. Der Kaufpreis für den OMV Anteil betrug USD 2,43 Mrd.

Die OMV verfügt über maßgeblichen Einfluss auf die Gesellschaften und bilanziert diese at-equity. Der Kaufpreis inklusive Transaktionskosten und des Effekts aus der Absicherung von Fremdwährungsrisiken in Höhe von EUR 2.150 Mio wurde in der Bilanz unter

"At-equity bewertete Beteiligungen" aktiviert. Der Kaufpreis enthält eine nachträgliche Kaufpreiszahlung von USD 60 Mio, welche in den kurzfristigen sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten ausgewiesen ist. Der Mittelabfluss aus dieser Transaktion beträgt EUR –2.095 Mio und ist in der Konzern-Cashflow-Rechnung in der Zeile "Beteiligungen, Ausleihungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte" enthalten.

Sonstige wesentliche Transaktionen

Upstream

Am 18. November 2019 hat die OMV den Verkauf ihres 69%-Anteils am Feld Maari im neuseeländischen Offshore Becken Taranaki an Jadestone Energy Inc. vereinbart. Dies führte zur Umgliederung der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten in die Bilanzposition "Zu Veräußerungszwecken gehalten". Die Umgliederung resultierte in einer Zuschreibung vor Steuern in Höhe von EUR 34 Mio, ausgewiesen in den sonstigen betrieblichen Erträgen. Die Basis für die Bewertung war der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten, basierend auf dem vereinbarten Verkaufspreis (Level 2 Bewertung).

In Rumänien führte ein Verkaufsprozess von 40 marginalen Öl- und Gasfeldern zur Umgliederung von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten in die Bilanzposition "Zu Veräußerungszwecken gehalten" zum 31. Dezember 2019. Die Vereinbarung mit Dacian Petroleum SRL wurde am 8. Jänner 2020 unterzeichnet. Dies führte insgesamt zu einem negativen Effekt in Höhe von EUR 46 Mio im operativen Ergebnis. Dieser beinhaltet eine Wertminderung vor Steuern auf Sachanlagen in Höhe von EUR 36 Mio, die in der Zeile "Abschreibungen und Wertminderungen" erfasst wurde. Die Basis für die Bewertung war der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten, basierend auf dem vereinbarten Verkaufspreis (Level 2 Bewertung).

Saisonalität und Zyklizität

Saisonalität ist vor allem im Geschäftsbereich Downstream von Bedeutung. Erläuterungen dazu sind im Abschnitt "Geschäftsbereiche" enthalten.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Umsatzerlöse
In EUR Mio
	2019	2018
Umsätze aus Kundenverträgen	22.832	22.607
Umsätze aus anderen Quellen	629	323
Gesamte Umsätze	23.461	22.930

Die sonstigen Umsatzerlöse umfassen hauptsächlich Nettoerlöse aus Warenverkaufs- und -beschaffungsgeschäften, die in den Anwendungsbereich von IFRS 9 fallen, die Anpassung der Umsatzerlöse aus der Berücksichtigung des der nationalen Ölgesellschaft zustehenden Anteils an der Produktion als Ertragssteueraufwand bei bestimmten Produktionsteilungsverträgen im Upstream-Segment, das Hedging-Ergebnis sowie Miet- und Pachterlöse.

Umsätze aus Kundenverträgen

In EUR Mio
					2019
	Upstream	Downstream		Konzern bereich & Sonstiges	Gesamt
		Öl	Gas
Rohöl, NGL und Kondensate	1.228	1.073	—	—	2.302
Erdgas und LNG	876	5	4.969	—	5.849
Treibstoffe, Heizöl und sonstige Raffinerieprodukte	—	11.161	—	—	11.161
Petrochemische Produkte	—	1.768	—	—	1.768
Gasspeicherung, Transit, Verteilung und Transport	20	4	228	—	252
Sonstige Produkte und Dienstleistungen	24	887	588	2	1.501
Gesamt	2.148	14.897	5.785	2	22.832

Umsätze aus Kundenverträgen

In EUR Mio

					2018
				Konzern
				bereich &
	Upstream	Downstream		Sonstiges	Gesamt
		Öl	Gas
Rohöl, NGL und Kondensate	1.181	795	—	—	1.976
Erdgas und LNG	744	4	5.136	—	5.884
Treibstoffe, Heizöl und sonstige Raffinerieprodukte	—	11.130	—	—	11.130
Petrochemische Produkte	—	1.981	—	—	1.981
Gasspeicherung, Transit, Verteilung und Transport	11	—	207	—	218
Sonstige Produkte und Dienstleistungen	39	843	533	2	1.417
Gesamt	1.975	14.754	5.876	2	22.607

Ertragsteuern

In EUR Mio (wenn nicht anders angegeben)
Q4/19	Q3/19	Q4/18		2019	2018
– 285	– 332	– 336	Laufende Steuern	– 1.207	– 1.007
– 35	– 8	– 80	Latente Steuern	– 100	– 298
– 320	– 340	– 416	Steuern vom Einkommen und Ertrag	– 1.306	– 1.305
41	39	34	Effektivsteuersatz in %	38	40

Erläuterungen zur Bilanz

Vertragliche Verpflichtungen

Per 31. Dezember 2019 bestanden vertragliche Verpflichtungen zum Erwerb von immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen in Höhe von EUR 1.343 Mio (31. Dezember 2018: EUR 1.003 Mio), hauptsächlich in Verbindung mit Explorations- und Produktionstätigkeiten im Bereich Upstream.

Eventualverbindlichkeiten

Mögliche bedingte Zahlungsverpflichtungen für die OMV im Zusammenhang mit dem Kauf eines 10%-Anteils an der Pearl Petroleum Company Limited (Pearl), einer Gesellschaft, welche die Gasfelder Khor Mor und Chemchemal in der irakischen Region Kurdistan betreibt, sind detailliert in Anhangangabe 27 – Eventualverbindlichkeiten – im OMV Konzernabschluss 2018 beschrieben.

Im Mai 2019 hat die OMV in diesem Zusammenhang eine Rechnung von Crescent Petroleum Company International Limited ("Crescent") und Dana Gas PJSC ("Dana") in Höhe von ungefähr USD 241 Mio und später den unbegründeten und zurückgewiesenen Schadenersatzanspruch in Höhe von mehr als einer Milliarde USD erhalten. Aufgrund der zu diesem Zeitpunkt anhängigen unabhängigen Sachbestimmung (independent expert determination) vor der International Chamber of Commerce (ICC) und der Schiedsverfahren vor dem London Court of International Arbitration (LCIA) in Zusammenhang mit unter anderem Revisionen des Feldentwicklungsplans (FDP) des Gasfeldes Chemchemal und einer Revision des FDP von Khor Mor, welche auf Joint Venture Ebene nicht genehmigt wurden, und der unterschiedlichen Ansichten von Crescent/Dana und der OMV unter anderem über den Umfang des Ölfundes in Khor Mor hat die OMV die Rechnung zurückgewiesen. In September 2019 hat eine unabhängige Sachverständigenbestimmung vor der ICC zu Gunsten der OMV entschieden. Abhängig von den weiteren Fortschritten der Schiedsverfahren und der noch nicht begonnenen Feststellung der Reserven könnte möglicherweise eine bedingte Zahlung entstehen, wobei dies derzeit als nicht wahrscheinlich angenommen wird. Daher wurde keine Rückstellung im vorläufigen OMV Konzernabschluss erfasst. Weiters kann am Tag der Veröffentlichung dieses vorläufigen Konzernabschlusses keine verlässliche Schätzung einer möglichen zusätzlichen Zahlung getroffen werden, sofern diese überhaupt eintritt.

In Rumänien wurde im Zusammenhang mit der Raffinerie Arpechim eine Rückstellung für Bodensanierung in Q3/19 gebildet. Aufgrund dessen besteht die Eventualverbindlichkeit, die detailliert in Anhangangabe 27 – Eventualverbindlichkeiten – im OMV Konzernabschluss 2018 beschrieben ist, nicht länger.

Eigenkapital

Am 14. Mai 2019 hat die Hauptversammlung die Zahlung einer Dividende von EUR 1,75 pro Aktie genehmigt. Dies führte zu einer Dividendenzahlung von insgesamt EUR 572 Mio an die Aktionäre der OMV Aktiengesellschaft. Die Dividendenausschüttungen an Minderheitsaktionäre beliefen sich in 1–12/19 auf EUR 188 Mio.

In 1–12/19 wurden außerdem Zinszahlungen in Höhe von EUR 101 Mio an Hybridkapitalbesitzer geleistet.

Die Anzahl der vom Unternehmen gehaltenen eigenen Aktien betrug per 31. Dezember 2019 372.613 Stück (31. Dezember 2018: 542.151 Stück).

Finanzielle Verbindlichkeiten

Verschuldungsgrad (Gearing Ratio)

Q4/19	Q4/18	Δ %
5.802	5.007	16
1.053	288	n.m.
769	745	3
7.624	6.040	26
2.938	4.026	–27
4.686	2.014	133
16.863	15.342	10
28	13	15

¹ Anstieg aufgrund von IFRS 16 Einführung. Mehr Details können dem Kapitel "Wesentliche Änderungen in den Bilanzierungsgrundsätzen" entnommen werden. Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing in 2018 wurden unter den sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten ausgewiesen.

2 Inklusive liquider Mittel, welche auf "zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen" umgegliedert wurden

Am 11. Juni 2019 begab die OMV einen Eurobond in Höhe von EUR 300 Mio mit einer Laufzeit bis zum 11. Juni 2021. Am 3. Juli 2019 begab die OMV zwei Eurobonds in Höhe von jeweils EUR 500 Mio mit einer Laufzeit bis zum 3. Juli 2025 bzw. 2034. Am 25. November 2019 hat die OMV einen Eurobond in Höhe von EUR 500 Mio getilgt.

Fair-Value-Bewertung

Zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente werden gemäß Fair-Value-Hierarchie ausgewiesen. Siehe dazu Anhangangabe 2 im OMV Konzernabschluss 2018.

Finanzinstrumente

In EUR Mio
	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
Finanzinstrumente aktiv	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt
Eigenkapitalinstrumente	-	-	24	24	-	-	21	21
Investmentfonds	-	-	-	-	6	-	-	6
Als Sicherungsinstrumente designierte und effektive Derivate	-	284	-	284	-	392	-	392
Sonstige Derivate	241	2.150	-	2.391	1.206	1.178	-	2.384
Sonstige finanzielle Vermögenswerte zum beizulegenden Zeitwert 1	-	-	721	721	-	-	725	725
Nettobetrag zu Veräußerungszwecken gehaltene Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	-	8	-	8	-	-	-	-
Summe	241	2.443	745	3.428	1.212	1.570	747	3.529

	31. Dez. 2019				31. Dez. 2018
Finanzinstrumente passiv	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Gesamt
Verbindlichkeiten aus als	-	237	-	237	-	348	-	348
Sicherungsinstrumenten designierten und
effektiven Derivaten
Verbindlichkeiten aus sonstigen Derivaten	266	1.976	-	2.241	1.192	1.260	-	2.452
Summe	266	2.213	-	2.478	1.192	1.608	-	2.800

¹ Enthält einen Vermögenswert hinsichtlich der Neufeststellung von Reserven aus dem Erwerb von Anteilen an dem Feld Juschno Russkoje und bedingte Gegenleistungen aus dem Verkauf des 30%-Anteils am Feld Rosebank und aus der Veräußerung der OMV (U.K.) Limited

Zum 31. Dezember 2019 entsprechen mit Ausnahme der Anleihen, welche zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet sind (EUR 78 Mio), die Buchwerte der sonstigen finanziellen Vermögenswerte deren beizulegenden Zeitwerten. Der beizulegende Zeitwert der Anleihen belief sich auf EUR 77 Mio.

Anleihen und sonstige verzinsliche Finanzverbindlichkeiten (ohne Leasingverbindlichkeiten) in Höhe von insgesamt EUR 6.570 Mio (31. Dezember 2018: EUR 5.752 Mio) sind zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Der geschätzte beizulegende Zeitwert dieser Verbindlichkeiten beträgt EUR 7.109 Mio (31. Dezember 2018: EUR 6.082 Mio). Die Buchwerte der sonstigen finanziellen Verbindlichkeiten entsprechen im Wesentlichen deren beizulegenden Zeitwerten, da diese Verbindlichkeiten überwiegend kurzfristige Fälligkeiten aufweisen.

Segmentberichterstattung

	Umsätze mit anderen Segmenten
In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
920	862	958	– 4	Upstream	3.656	3.386	8
20	22	20	– 1	Downstream	84	74	14
12	12	11	2	davon Downstream Öl	46	48	– 4
38	10	51	– 25	davon Downstream Gas	141	166	– 15
– 30	0	– 42	29	davon Umsatzeliminierung innerhalb des Segments	– 103	– 139	26
85	87	92	– 7	Konzernbereich und Sonstiges	341	335	2
1.025	971	1.070	– 4	Gesamt	4.081	3.795	8

Umsätze mit Dritten

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
667	649	751	– 11	Upstream	2.583	2.170	19
5.406	5.299	5.888	– 8	Downstream	20.874	20.756	1
3.791	3.947	3.947	– 4	davon Downstream Öl	15.039	14.707	2
1.615	1.352	1.941	– 17	davon Downstream Gas	5.835	6.049	– 4
1	1	1	33	Konzernbereich und Sonstiges	4	4	– 8
6.074	5.949	6.640	– 9	Gesamt	23.461	22.930	2

Umsätze (nicht konsolidiert)

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
1.587	1.510	1.709	– 7	Upstream	6.239	5.556	12
5.426	5.321	5.908	– 8	Downstream	20.958	20.830	1
3.803	3.959	3.958	– 4	davon Downstream Öl	15.085	14.755	2
1.653	1.363	1.992	– 17	davon Downstream Gas	5.976	6.215	– 4
– 30	0	– 42	29	davon Umsatzeliminierung innerhalb des Segments	– 103	– 139	26
86	88	92	– 7	Konzernbereich und Sonstiges	345	339	2
7.099	6.920	7.710	– 8	Gesamt	27.542	26.725	3

Segment und Konzernergebnis

In EUR Mio
Q4/19	Q3/19	Q4/18	Δ% 1		2019	2018	Δ%
448	382	812	– 45	Operatives Ergebnis Upstream	1.879	2.122	– 11
449	518	400	12	Operatives Ergebnis Downstream	1.847	1.420	30
306	487	253	21	davon Operatives Ergebnis Downstream Öl	1.560	1.402	11
143	31	147	– 3	davon Operatives Ergebnis Downstream Gas	287	18	n.m.
– 36	– 16	– 22	– 66	Operatives Ergebnis Konzernbereich und Sonstiges	– 91	– 47	– 93
861	883	1.190	– 28	Operatives Ergebnis Segment Summe	3.636	3.495	4
– 36	22	68	n.m.	Konsolidierung: Zwischengewinneliminierung	– 54	28	n.m.
824	905	1.259	– 35	OMV Konzern Operatives Ergebnis	3.582	3.524	2
– 47	– 29	– 50	5	Finanzerfolg	– 129	– 226	43
777	875	1.209	– 36	OMV Konzern Ergebnis vor Steuern	3.453	3.298	5

¹ Q4/19 gegenüber Q4/18

Vermögenswerte ¹

In EUR Mio
	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Upstream	15.049	13.536
Downstream	5.315	4.755
davon Downstream Öl	4.341	3.798
davon Downstream Gas	974	957
Konzernbereich und Sonstiges	277	141
Summe	20.642	18.432

¹ Segmentvermögenswerte bestehen aus immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen. Aufgrund der IFRS-16-Implementierung sind beginnend mit dem 1. Jänner 2019 auch die Nutzungsrechte enthalten. Vermögenswerte, welche in die Bilanzposition "Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen" umgegliedert wurden, sind nicht inkludiert.

Ergänzende Angaben

Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

In 2019 bestanden folgende Liefer- und Leistungsbeziehungen zu fremdüblichen Marktpreisen zwischen dem OMV Konzern und atequity bewerteten Unternehmen, ausgenommen Transaktionen mit OJSC Severneftegazprom, welche nicht auf Marktpreisen, sondern auf Kosten zuzüglich einer definierten Marge basieren.

Wesentliche Transaktionen mit at-equity bewerteten Beteiligungen

In EUR Mio
		2019		2018
	Umsätze	Zukäufe und	Umsätze	Zukäufe und
	und sonstige	erhaltene	und sonstige	erhaltene
	Erträge	Leistungen	Erträge	Leistungen
Borealis	1.284	42	1.432	48
GENOL Gesellschaft m.b.H. 1	196	2	208	2
Erdöl-Lagergesellschaft m.b.H.	76	59	41	62
Enerco Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş.	0	9	4	157
Deutsche Transalpine Oelleitung GmbH	0	34	0	30
OJSC Severneftegazprom	—	179	—	161
Trans Austria Gasleitung GmbH	10	22	11	22

¹2019 beinhaltet Transaktionen mit GENOL Gesellschaft m.b.H wie auch GENOL Gesellschaft m.b.H & Co KG, wobei 2018 nur Transaktionen mit GENOL Gesellschaft m.b.H & Co KG enthielt (der Geschäftsbetrieb der GENOL Gesellschaft m.b.H & Co KG wurde im Oktober 2019 in die GENOL Gesellschaft m.b.H übertragen – siehe Details im Kapitel Konsolidierungskreisänderungen).

Ausstehende Salden mit at-equity bewerteten Beteiligungen

In EUR Mio
	31. Dez. 2019	31. Dez. 2018
Geleistete Anzahlungen	—	10
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	84	72
Sonstige Forderungen	41	6
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	63	67
Sonstige Verbindlichkeiten	1	3
Vertragsverbindlichkeiten	170	140

Dividendenausschüttungen von at-equity bewerteten Beteiligungen

In EUR Mio
	2019	2018
Abu Dhabi Oil Refining Company	34	—
Borealis AG	297	360
Enerco Enerji Sanayi Ve Ticaret A.Ş.	—	1
GENOL Gesellschaft m.b.H. & Co KG	1	1
OJSC Severneftegazprom	6	10
Pearl Petroleum Company Limited	31	34
PEGAS CEGH Gas Exchange Services GmbH	1	0
Trans Austria Gasleitung GmbH	14	15
Gesamtkonzern	384	422

Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) ist wie im OMV Geschäftsbericht 2018 (Anhangangabe 35 – Nahestehende Unternehmen und Personen) beschrieben ein nahestehendes Unternehmen. In 2019 haben die OMV und ADNOC eine strategische Partnerschaft, die das bestehende ADNOC Raffineriegeschäft wie auch ein neues Trading Joint Venture umfasst, abgeschlossen, an welchen die OMV einen Anteil von 15% hält. Nähere Details können dem Abschnitt "Konsolidierungskreisänderungen" entnommen werden.

Informationen über Unternehmen mit staatlichem Naheverhältnis sind dem OMV Konzernabschluss 2018 (Anhangangabe 35 – Nahestehende Unternehmen) zu entnehmen. Bis zur Veröffentlichung des vorläufigen Konzernabschlusses für 2019 gab es keine Änderungen.

Borealis hatte zwei Steuerfälle in Finnland in Bezug auf Borealis Technology Oy und Borealis Polymers Oy, welche im OMV Konzernabschluss 2018 (Anhangangabe 16 – At-equity bewertete Beteiligungen) näher beschrieben sind. Am 7. Juni 2019 wurde eine Einigung für die beiden Steuerverfahren gegen Borealis Technology Oy und Borealis Polymers Oy zwischen den finnischen und den

österreichischen Steuerbehörden erreicht. Der Streit wurde mittels eines Verständigungsverfahrens zwischen Finnland und Österreich gelöst. Borealis begrüßt es, dass eine Vereinbarung erzielt wurde, die endgültig eine Doppelbesteuerung vermeidet.

Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Bis zur Veröffentlichung des vorläufigen Konzernabschlusses für 2019 gab es keine wesentlichen Ereignisse.

Erklärung des Vorstands

Wir bestätigen nach bestem Wissen, dass der im Einklang mit den maßgebenden Rechnungslegungsstandards aufgestellte vorläufige und ungeprüfte Konzernabschluss ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt, dass der Konzernlagebericht den Geschäftsverlauf, das Geschäftsergebnis und die Lage des Konzerns so darstellt, dass ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns entsteht, und dass der Konzernlagebericht die wesentlichen Risiken und Ungewissheiten beschreibt, denen der Konzern ausgesetzt ist.

Wien, 6. Februar 2020

Der Vorstand

Rainer Seele e.h. Vorstandsvorsitzender, Generaldirektor und Chief Marketing Officer

Reinhard Florey e.h. Finanzvorstand

Johann Pleininger e.h. Stellvertretender Vorstandsvorsitzender und Chief Upstream Operations Officer

Thomas Gangl e.h. Chief Downstream Operations Officer

Weitere Angaben

Nächste Ereignisse

• ► OMV Konzern Trading Update Q1/20: 8. April 2020
• ► OMV Konzernbericht Jänner–März 2020: 29. April 2020
• ► OMV Ordentliche Hauptversammlung: 19. Mai 2020

Der gesamte OMV Finanzkalender und zusätzliche Informationen sind unter www.omv.com zu finden.

OMV Kontakte

Florian Greger, Vice President und Leiter Investor Relations Tel.: +43 1 40440-21600; E-Mail: investor.relations@omv.com

Andreas Rinofner, Public Relations Tel.: +43 1 40440-21472; E-Mail: public.relations@omv.com